Территория Нефтегаз № 11 2016

Антироссийские санкции в области топливно-энергетического комплекса включают, в том числе, запрет на поставку и использование специального программного обеспечения. В число санкционных программных комплексов попали и программы подбора и диагностики скважинных насосных установок. До 2014 г. в российской нефтяной промышленности широко использовались программы SubPump, WellFlow, AutoGraf и др., с помощью которых нефтяные и сервисные компании проводили подбор скважинных насосных установок для добычи нефти по промысловым условиям. Нельзя сказать, что отечественные программные продукты сильно отличались по потребительским качествам от перечисленных программ, в связи с чем такие компании, как «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Сургутнефтегаз», «Мегионнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», а также сервисные компании «Новомет-Сервис», «РИМЕРА-Сервис» и некоторые другие и до введения санкций использовали отечественные программы подбора и диагностики скважинных насосных установок. Однако наряду с российскими часто использовались и зарубежные программы, а российские филиалы международных сервисных фирм («Шлюмберже», «Бейкер Хьюз» и др.) использовали только зарубежные программы. Также только с помощью зарубежных программ подбиралось оборудование для «морских» скважин.

Введение санкций заставило указанные структуры обратить внимание на российские разработки. Одной из таких разработок стал программный комплекс «Автотехнолог», созданный в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

Первые версии программы «Автотехнолог» появились в 1999 г. и были внедрены на скважинах Западной Сибири. С помощью этой программы подбирались установки электроприводных насосных установок: центробежных, диафрагменных и винтовых. Такая потребность появилась в связи с переходом нефтяной промышленности на систему интенсификации добычи нефти, при которой увеличилась депрессия на пласт, значительно возросло негативное влияние свободного газа и выносимых пластовой жидкостью механических примесей. Упрощенные методики подбора оборудования в осложненных условиях эксплуатации не позволяли проводить оперативно подбор оборудования, в связи с чем наработка до отказа скважинных насосных установок значительно снизилась. Применение ПО «Автотехнолог» и массовый выпуск износостойких установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) с газосепараторами и диспергаторами позволили переломить ситуацию. В 2000 г. в ПО «Автотехнолог» появился блок подбора установок с газосепараторами, возможность визуализации скважины в 3D-координатах, табличная и графическая формы представления распределения по глубине скважины давления, температуры, количества свободного газа. Увеличение глубин спуска и длины насосных установок потребовало решения вопроса «геометрической вписываемости» оборудования в искривленные скважины, который был решен в 2001 г.
В этом же году ПО «Автотехнолог» получило блок подбора и расчета установок скважинных штанговых насосов. Этот блок позволял подбирать скважинные насосы, газовые якори, центраторы, скребки, определять напряжения в опасных сечениях колонны штанг, обеспечивать равнопрочность штанговых колонн, определять деформацию колонны штанг и истинные значения длины хода плунжера насоса.

Начало использования ПО «Автотехнолог» в Республике Коми и в Пермском крае заставило разработать и внедрить в 2003 г. блок подбора винтовых насосов со штанговым приводом [1]. В этом же году в ПО «Автотехнолог» появился и блок подбора УЭЦН для работы в периодическом или циклическом режимах. Блок позволял с большой точностью рассчитывать глубины подвески оборудования, время накопления и откачки пластового флюида, изменение параметров пластового флюида на приеме насоса, рабочие параметры скважинного оборудования. Данные возможности ПО позволили нефтяникам провести масштабные работы по переводу малодебитных скважин с постоянной в циклическую эксплуатацию. Такой перевод позволил значительно снизить потребление электроэнергии, увеличить наработку до отказа. Необходимо отметить, что с самого начала использования ПО «Автотехнолог» позволяло определять мощностные показатели установок, а также потери мощности в различных узлах оборудования: в кабельных линиях, погружных электродвигателях (ПЭД), колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), в насосе. Долгое время эта способность была не востребована, однако начиная с 2007–2008 гг. практически все нефтяные компании России начали разрабатывать и применять на своих объектах элементы программы энергосбережения. Поскольку более 50–70 %
всей потребляемой электроэнергии в нефтедобывающей промышленности приходится на механизированную добычу нефти, возможности ПО «Автотехнолог» в области энергоэффективного подбора оборудования (энергоэффективного дизайна) были высоко оценены нефтяниками.

Возможности определения энергетических потерь в скважинном оборудовании позволили с помощью ПО «Автотехнолог» и расчетного блока «Соль» решить и проблему определения опасных интервалов глубин с точки зрения солеотложения. Эта проблема все острее вставала с развитием интенсивного способа добычи нефти и при увеличении обводненности продукции скважин. Исследования показали [2], что до 50–70 % всех отказов установок ЭЦН в определенных условиях могут быть отнесены на солеотложение в центробежном насосе и на поверхности ПЭД. Блок «Соль» для работы в составе ПО «Автотехнолог» был разработан и представлен в 2007 г., долгое время «обкатывался» на объектах «ТНК-ВР», доказал свою работоспособность и эффективность, после чего стал широко применяться и в других нефтяных и сервисных компаниях.

Все указанное время в ПО «Автотехнолог» вносились усовершенствования, обеспечивающие удобство работы, уточнение расчетов. Постоянно пополнялась база данных (БД) оборудования, с которым программа могла работать, появилась возможность экспорта-импорта данных (как исходных, так и конечных) в промысловые БД нефтяных компаний: БД «Альфа» в Сургуте, БД «Нефтедобыча» в Мегионе, БД OilInfoSistem в компаниях «ТНК-ВР», «ЛУКОЙЛ», «Роснефть». Это позволило сократить время обработки информации, уменьшить количество ошибок, связанных с человеческим фактором.

Расширение технологий одновременно-раздельной добычи (ОРД) нефти потребовало создания блока подбора и расчета специального оборудования, предназначенного для работы в скважинах с несколькими продуктивными объектами. В программе появился блок подбора скважинных и шурфовых насосных установок для работы в системе поддержания пластового давления (ППД). Появление на рынке установок ЭЦН с одним погружным ЭД, двумя протекторами и двумя насосными секциями и отсутствие удобных методик подбора такого оборудования к скважинам привели к созданию блока подбора таких установок. Только после начала использования для подбора этих установок ПО «Автотехнолог» двусторонние УЭЦН начали эффективно эксплуатироваться в скважинах, в том числе в скважинах с боковыми стволами малого диаметра (БСМД).

Появление в арсенале нефтяников новых видов оборудования (малогабаритных УЭЦН 3- и 2А-габаритов; предвключенных мультифазных ступеней и секций, насосных установок с канатными штангами, струйных насосных установок, насосно-эжекторных установок) было поддержано соответствующими блоками подбора и расчета этих видов оборудования, вошедшими в состав расширенного ПО «Автотехнолог».

В настоящее время ПО «Автотехнолог + Соль» позволяет осуществлять:

1) подбор скважинного насосного оборудования с электроприводом (УЭЦН, УЭВН, УЭДН) для постоянной и циклической эксплуатации вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и скважин с БСМД; подбор и обеспечение оптимальных условий эксплуатации предвключенным устройствам (сепараторы и диспергаторы газа, мультифазные ступени и секции; фильтры и сепараторы механических примесей, «конические» вставки или секции ЭЦН);

2) подбор скважинных насосных установок возвратно-поступательного действия (с механическими приводами: СК, ПЦ и др.; с гидравлическими приводами), в том числе при ОРД, при эксплуатации БСМД, при использовании канатных штанг;

3) подбор скважинных насосных установок вращательного действия (штанговые винтовые насосы);

4) подбор скважинных струйных насосных и компрессорных установок, а также насосно-эжекторных установок типа «Тандем» (УЭЦН + струйный аппарат);

5) анализ работы скважинных насосных установок, работающих в нефтяных и водоподъемных скважинах (диагностика, определение основных рабочих параметров);

6) энергоэффективный подбор (дизайн) скважинных насосных установок с определением потерь энергии в каждом элементе оборудования;

7) подбор оборудования для ППД с помощью скважинных, шурфовых и горизонтальных центробежных насосных установок;

8) определение вероятности и интенсивности солеотложения при эксплуатации скважин по узлам скважинного оборудования и по глубине самой скважины.

Диалоговый режим работы с программой подразумевает достаточно длительный и кропотливый процесс подбора, оценки разных вариантов, обоснованного выбора оптимального варианта (хотя полное время подбора оптимального варианта для работы системы «пласт – скважина – насосная установка» не превышает 5–10 минут на скважину). Однако проверка большого массива добывающих скважин на предмет их оптимальной работы (по критерию энергоэффективности, максимальной наработки до отказа, по максимальной добыче нефти и т. д.) с помощью программ, работающих в диалоговом режиме, будет занимать большое время и требовать использования значительного контингента специалистов. Поэтому для подобных работ с 2010 г. начала использоваться программа «Автотехнолог + Энергия».

Данная программа предназначена для мониторинга работы механизированного фонда скважин, оборудованных установками электроприводных насосов. Источником информации для работы данного программного комплекса являются технологический режим и БД нефтепромыслового оборудования. Указанная БД может быть составной частью ПК, а также может храниться в промысловой БД нефтяной или сервисной компании, которая обслуживает анализируемый фонд скважин.

ПК «Автотехнолог + Энергия» базируется на тех же авторских методиках и моделях подбора и диагностики работы системы «скважина – насосное оборудование», которые были разработаны для ПО «Автотехнолог» и хорошо зарекомендовали себя за 15 лет использования данного ПО на объектах России, Казахстана, Азербайджана, Украины и некоторых других стран.

Возможности программного обеспечения «Автотехнолог + Энергия»:

1) программа работает в автоматическом и полуавтоматическом режиме;

2) подбор скважинного насосного оборудования с электроприводом (УЭЦН, УЭВН, УЭДН) для постоянной и циклической эксплуатации вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин с уклоном на достижение максимальной энергоэффективности скважины;

3) поузловой расчет потерь электро-
энергии для фактического и нормированного (эталонного) режимов эксплуатации;

4) расчет можно производить по одной скважине, кусту и даже по всему месторождению за конкретный промежуток времени;

5) встроенный функционал автозамены отсутствующих данных;

6) поузловой расчет затрат энергии на подъем жидкости;

7) подбор УЭЦН, УЭВН, УЭДН по условиям минимальных удельных затрат электроэнергии с сохранением дебита жидкости; подбор «эталонного» оборудования для анализируемых скважин;

8) подбор ПЭД, кабельной линии;

9) определение оптимального режима откачки для постоянной и циклической (периодической) эксплуатации;

10) расчет НКТ;

11) расчет фонтанной арматуры;

12) возможность вести подбор как по отечественным, так и по зарубежным производителям, совместно или раздельно;

13) возможность подбирать оборудование одного (комплектная установка) или разных производителей;

14) возможность использовать свой собственный склад оборудования.

Для мониторинга фонда скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, был разработан ПК «Автотехнолог – Менеджер штанговых насосов». Эта программа, как и «Автотехнолог + Энергия», обеспечивает анализ работы систем «скважина – насосная установка» на основе данных технологического режима, динамометрирования скважин и данных по используемому оборудованию (БД оборудования). Основой для расчетов и анализа являются методики, разработанные в свое время для подбора и диагностики СШНУ в рамках ПО «Автотехнолог + Соль».

Возможности программного обеспечения «Автотехнолог – Менеджер штанговых насосов»:

1) программа работает в автоматическом и полуавтоматическом режиме, имеет возможность проанализировать работу одной или нескольких скважин (до 10 тыс.) за определенный промежуток времени работы;

2) подбор «эталонных» скважинных насосных установок возвратно-поступательного действия с гидроприводом, цепным приводом, станком-качалкой; сравнение работы фактического и «эталонного» оборудования в системе «скважина –
насосная установка»;

3) поузловой расчет потерь электроэнергии для фактического и нормированного (эталонного) режимов эксплуатации;

4) расчет можно производить по одной скважине, кусту и даже по всему месторождению за конкретный промежуток времени;

5) встроенный функционал автозамены отсутствующих данных;

6) возможность производить расчет как с заменой, так и без замены оборудования;

7) поузловой расчет затрат энергии на подъем жидкости;

8) подбор СШНУ по условиям минимальных удельных затрат электроэнергии с сохранением дебита жидкости;

9) построение фактической и теоретической динамограмм;

10) определение оптимального режима откачки для циклической или периодической эксплуатации;

11) подбор СК, колонны штанг;

12) определение оптимальной длины хода и числа качаний;

13) возможность вести расчет без замены оборудования, изменяя только параметры работы привода (СК);

14) возможность гибкой настройки замены, каждого элемента в отдельности или всех выбранных элементов установки.

Выводы

1. В России созданы программные комплексы подбора и диагностики нефтедобывающего оборудования, учитывающие все потребности российской нефтяной промышленности и обеспечивающие импортозамещение в данной области.

2. Российский ПК «Автотехнолог» способен работать практически с любыми видами скважинного нефтедобывающего оборудования, в то время как зарубежные аналоги имеют довольно узко направленную специфику (либо ЭЦН, либо СШНУ, либо ШВН и т. д.). Стоимость отечественных программных комплексов ниже, чем зарубежных аналогов, как при приобретении, так и при технической поддержке во время эксплуатации.

3. Российский программный комплекс «Автотехнолог» имеет отработанный блок импорта-экспорта данных в существующие и перспективные промысловые базы данных нефтяных компаний.

Технологии управления и оптимизации режимов переработки нефтяного и нефтехимического сырья по показателям качества (ПК) продуктов и показателям технико-экономической эффективности (ПТЭЭ) предусматривают применение так называемых систем усовершенствованного управления (Advanced Process Control – APC). Особенностью APC-систем является использование математических моделей технологического объекта управления для расчета ПК и ПТЭЭ (далее – показатели) в реальном времени. Большинство прикладных APC-пакетов зарубежного производства позиционируются как универсальные, т. е. программные продукты потенциально могут использоваться для большинства технологических установок. Это обусловливает на этапе внедрения этих продуктов проведение трудоемких инжиниринговых работ, адаптацию и настройку параметров модели под характеристики и задачи конкретного производства, что отражается на стоимости и времени внедрения APC-системы. Обычно при реализации проектов внедрения APC-систем 25–50 % времени уходит на тестирование процессов и идентификацию моделей.

Для технологических процессов, описываемых нелинейными моделями, предлагается методология ситуационного моделирования, когда сложная нелинейная модель заменяется семейством линейных моделей с простой структурой [1]. Для целей оперативной оптимизации по показателям в качестве таких моделей используются классы формальных и эвристических моделей, в которые входят регрессионные, нейросетевые, феноменологические модели, модели в терминах нечетких множеств и т. п. Однако наиболее часто используемым типом моделей для подобных задач являются регрессионные модели [1–4], структуру которых можно обосновать либо статистическими методами («черный ящик»), либо на основе знания закономерностей процесса эвристически («серый ящик»).

Преимуществами применения моделей типа «серый ящик» в задачах оперативного управления по показателям являются:

• обоснованность структуры модели, что позволяет в первую очередь объяснять результаты расчетов и выводов;

• возможность параметризации моделей по данным наблюдений за процессом на основе известных методов, например метода наименьших квадратов, метода Гаусса, стохастической аппроксимации и т. п.

Традиционный подход [5–7] предполагает использование корреляционного анализа для определения структуры модели, анализа коэффициентов корреляции между независимыми входными и зависимыми выходными параметрами модели и определение параметров модели методами регрессионного анализа. При этом из-за непредставительной статистики не все взаимосвязи могут быть выявлены.

Ключевым вопросом при применении ситуационных моделей является корректировка параметров, или параметрическая идентификация моделей в случае изменяющихся характеристик процесса: параметров режима, активности катализатора, характеристик сырья и т. п. При этом задача параметрической идентификации моделей для действующих производств должна решаться в режиме нормальной эксплуатации объекта.

Известные алгоритмы идентификации можно разделить на итеративные и градиентные [8]. Итеративные алгоритмы параметрической идентификации [9] основаны на обработке предварительно накопленной информации, рекуррентные алгоритмы используют для работы текущую информацию [9], содержащую-
ся в наблюдениях, поэтому они могут быть применены для оперативной коррекции ситуационных моделей. Однако известные методы параметрической идентификации используют информацию об измеряемых параметрах процесса, что не всегда обеспечивается для технологических процессов в реальном времени. Например, степень активности катализатора, характеристики сырья, показатели технико-экономической эффективности и т. д. обычно оперативно получить не удается.

В работах [10–12] для одного из процессов нефтехимического производства показано, что в широком диапазоне варьирования технологических параметров от значений базового режима, чувствительности зависимого параметра модели к изменению входных параметров модели можно принять постоянными и коррекцию модели вида

при изменении неизмеряемых параметров процесса проводить изменением вектора смещения свободных членов r0. Здесь B – вектор значений показателей; Bo – вектор значений показателей для базового варианта технологической ситуации; ΔP – вектор приращения параметров технологического режима (признаковых переменных), характеризующих технологическую ситуацию, относительно базовой ситуации Рo;
ΔB – приращение вектора B, обуславливаемое значениями ΔP. Однако (1) справедливо для случая, когда точно определено соответствие Bo базовому режиму Рo, что для действующих производств в условиях помех также обеспечить не всегда возможно. Поэтому для более адекватного вычисления показателей следует применять модели, параметры которых определены по серии наблюдений в пределах некоторого базового режима.

В статье рассматривается метод оперативной коррекции ситуационных моделей расчета показателей технологических процессов нефтепереработки и нефтехимии в условиях изменения не измеряемых на потоке (оперативно) параметров процесса.

Для большинства процессов нефтепереработки и нефтехимии структура ситуационной модели расчета показателей может быть представлена в форме линейного полинома [2]

где a⁰, a – векторы свободных и связанных коэффициентов модели, соответственно. Следует отметить, что адекватность ситуационной модели (2) в смысле заданной точности расчета показателей почти всегда может быть обеспечена диапазоном варьирования признаковых переменных P относительно базового режима.

Графическая интерпретация расчета для случая одного показателя b и одной признаковой переменной p ситуационной моделью вида (2) с заданной погрешностью зад. представлена на рис. 1.

Признаковая переменная p, определяющая ситуационную модель Mi, может быть измеряемой (p1) (параметры технологического режима) и не измеряемой на потоке (p2) (например, тип сырья или степень активности катализатора). Для случая варьирования не измеряемой на потоке переменной p2 для некоторых процессов переработки нефти известные [13, 14] зависимости показателя от режимных параметров представлены на рис. 2–4.

Аппроксимируя зависимости различных показателей качества от режимных параметров процессов переработки нефти для разного типа сырья, например, ситуационными моделями вида (2), можно показать, что для одинаковых интервалов варьирования переменной p1 параметр a для моделей различного типа сырья (признаковая переменная p2), определяющий угол наклона прямой, принимает близкие значения. В то же время для различных интервалов варьирования переменной p1 для разного типа сырья параметры модели a, как правило, меняются.

Для случая одного параметра b и одной признаковой переменной p разложим (2) в ряд Тейлора с удержанием только линейных слагаемых

или

где p₀ – значение признаковой переменной, соответствующей базовой ситуации; ∆b, ∆p – отклонение расчетного параметра и признаковой переменной относительно базового варианта, соответственно.

Для случая p₁ = const, p₂ = var можно составить систему уравнений

где  ,  – приращение значения признаковых переменных для типа сырья 1 и типа сырья 2 относительно некоторого базового значения , ∆b₂ – приращение показателя при работе установки на сырье типа 1 и типа 2;  – значения параметров ситуационной модели для типа сырья 1 и типа 2. Вычитая из первого уравнения системы (5) второе с учетом допущения, что

 (рис. 2–4), можно получить

или 

В (7) слагаемое αp₁ (Δp¹₂ - p₂² ) определяет степень нелинейности параметра b по отношению к неизмеряемому параметру p₂. Допуская, что приращение неизмеряемой переменной для сырья типа 1 типа 2 относительно некоторого базового варианта приблизительно одинаковое, т. е.  =  , можно записать:

∆b₁ = ∆a¹₂ и ∆b²₂ = ∆a²₀ ,                 (8)

т. е. приращение показателя b определяется относительным изменением свободного параметра модели (2).

Вывод (8) можно использовать для коррекции параметров ситуационной модели расчета показателей при изменении неизмеряемого параметра модели и p1 = const.

Для случая p₁ = var и p₂ = var, рассматривая уравнения системы (5), можно видеть, что при условии 

                              (9)

приращение показателя b слабо зависит от связанного коэффициента a1, и корректировка модели в этом случае также может проводиться изменением коэффициента a0 на величину ∆b, определяемую, например, лабораторными методами, поточными анализаторами или аналитически, как это предложено в [11] для одного из процессов. Однако соотношение (9) возможно применять только при наличии различных ситуационных моделей для вычисления приращений параметров a0, a1, и поэтому оно может использоваться только для упрощения ситуационной модели, например с целью сокращения объема базы ситуационных моделей.

Таким образом, с учетом полученных результатов можно предложить следующий алгоритм коррекции ситуационных моделей. Предварительно на стадии формирования ситуационных моделей расчета показателей необходимо выполнить следующее:

1) для заданного интервала варьирования признаковой переменной p1 с учетом заданного абсолютного значение зад. допустимых отклонений определения параметров b получают соответствующую ситуационную модель Mi, i = 1, 2, …;

2) устанавливают период сравнения T вычисленного показателя b с лабораторными значениями для определения ПК или с расчетными значениями экономических оценок работы установки для ПТЭЭ.

В режиме оперативного расчета показателей выполняется следующая последовательность шагов:

1) вводятся измеренные значения признаковых переменных p1, текущее значение таймера . По измеренным значениям переменных p1 идентифицируется ситуационная модель Mi;

2) по ситуационной модели Mi вычисляются показатели b(Mi), которые используются для принятия решения по управлению технологическим объектом;

3) при  ≥ T проводится сравнение значений b с b0 – «истинным» (лабораторным) значением ПК или ПТЭЭ.

Если |b(Mi) - b0| > зад. или известно, что на объект управления воздействуют возмущения со стороны неизмеряемых факторов, то следует выполнить корректировку ситуационной модели с учетом следующих положений:

• если p1 принадлежит интервалу варьирования переменной [p1-; p1+], соответствующему модели Mi, то идентифицируют изменение неизмеряемой признаковой переменной p2 и выполняют смещение свободного члена a0 ситуационной модели Mi как ∆a0 = b0 - b(Mi), т. е. получают скорректированную модель : b() = a0 + ∆a0 + a1 p1;

• если p1 не принадлежит определенному ранее интервалу переменной [p1-; p1+] (это может быть следствием того, что для интервала варьирования переменных p1 получены не все ситуационные модели), то проводят идентификацию параметров модели a0 , a1 применяя, например, рекуррентные методы идентификации.

Иначе, если условие  ≥ T не выполняется, переходят к шагу 4;

4) осуществляется сброс таймера , цикл повторяют.

Рассмотрим алгоритм коррекции ситуационной модели на примере. Для процесса первичной перегонки нефти на установке АВТм при переработке сырья – «смесь сернистой и малосернистой нефтей 50 % – 50 %» для режимных параметров, представленных в табл. 1, получена ситуационная модель расчета температуры вспышки 2-го бокового погона вакуумной колонны:

Установим требования к точности расчета показателя зад. = 2 °С.

Режимные параметры и ПК при изменении типа перерабатываемого сырья –
«смесь малосернистой и Туймазинской нефтей 50 % – 50 %» представлены в строке «ситуация 2» табл. 1.

Погрешность расчета  по модели M1 для ситуации 2 составила 149,4 - 152,5 = -3,1 °С, что превышает по модулю заданную точность определения ПК 2 °С. Таким образом, следует выполнить корректировку параметра a0 модели M1 на величину невязки расчетного и «истинного» (лабораторного) значения показателя. Скорректированная модель M2(кор.) для сырья «смесь малосернистой и Туймазинской нефти 50 % – 50 %» с учетом внесения поправки a0 = 15,7 - 3,1 = 12,6 примет вид

Результаты расчета ПК по скорректированной модели представлены в табл. 2.

Среднеквадратичная погрешность расчета показателя  для случая переработки сырья «смесь малосернистой и Туймазинской нефти 50 % – 50 %» по моделям M1 и M2(кор.) составила 3,4 и 0,9 °С, соответственно. Таким образом, показано, что погрешность расчета показателя по ситуационной модели, полученной корректировкой свободного члена при смене сырья, меньше заданной погрешности расчета ПК зад..

Также можно определить погрешность расчета ПК по ситуационной модели, параметры которой определены для условий работы установки на сырье типа «смесь малосернистой и Туймазинской нефти 50 % – 50 %». Так, модель M2, полученная для случая ситуации 2 табл. 1, имеет вид: 

Среднеквадратичная погрешность расчета показателя  для ситуаций, представленных в табл. 2 по моделям M2, составила также 0,9 °С.

Таким образом, показано, что погрешность расчета показателя по ситуационной модели, полученной корректировкой свободного члена при смене сырья, не хуже, чем для значений, полученных по модели, параметры которой определены для условий работы установки на данном типе сырья.

Подчеркнем, что корректировка ситуационной модели позволяет не привлекать информацию о типе сырья, которую оперативно получить очень сложно.

Предложенный алгоритм корректировки ситуационных моделей расчета показателей может быть использован в алгоритмах адаптации информационных систем управления технологических процессов при изменении условий ведения процесса, связанных с отсутствием информации о некоторых параметрах, которые измерить оперативно невозможно.

Таблица 1. Режимные параметры вакуумной колонны установки АВТм при переработке различных вариантов сырья

Table 1. Mode parameters of vacuum column of CDU unit when processing various crude

Таблица 2. Результаты расчета  по модели и M2(кор.) для сырья «смесь малосернистой и Туймазинской нефти 50 % – 50 %»

Table 2.  calculation results for the model and M2(кор.) for the raw materials, «mixture of sweet and Tuimazinskaya crude oil 50 % – 50 %»

С переходом на вращательное бурение в начале ХХ в. совершались попытки установления модели бурения для оптимизации его параметров, типа долот и т. д. в целях удешевления процесса строительства скважины. Моделирование осуществлялось в физическом (экспериментальном) и несколько позже в математическом (аналитическом и статистическом) направлениях. Одним из первых сформулировавших модель в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) был
В.С. Федоров (1942). Зарубежные специалисты отдают первенство J.W. Speer (1958). Родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods (1963). A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) усовершенствовали математическое моделирование за счет статистической обработки данных ряда пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией…». Их метод неоспорим и совершенствуется вот уже 40 лет.
R. Теаlе (1965) считается основателем экспериментального моделирования с механической удельной, а затем и гидравлико-механической удельной энергией. Как в отечественной практике, так и за рубежом используется большое количество физических моделей, выполняющих ту или иную задачу. Последним из числа зарубежных моделей можно считать тест drill-оff (1995).

Целью настоящей работы является перевод в категорию in situ ранее разработанной менее затратной физической модели, получаемой в процессе бурения. Актуальность работы заключается в том, что модель бурения in situ можно эксплуатировать непосредственно на буровой, выбирая параметры бурения, а также в режиме реального времени по согласованию с офисом поддержки. Новизна модели состоит в том, что она определяется непосредственно в процессе бурения скважины в 2D или 3D, полностью готовая к анализу.

Модели процесса бурения

Модели процесса бурения в виде зависимости механической скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) были сформулированы В.С. Федоровым к 1942 г. (c рукописной диссертацией 1942 г. можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина).
В 1958 г. J.W. Speer первым предложил всеобъемлющий способ определения оптимальных методов бурения. На основании исследований и опыта бурения он сформулировал эмпирические зависимости, отражающие закономерности работы долот, рассчитал номограммы по выбору оптимальных параметров режима бурения для долот и пород различных типов [1].

В настоящее время модели бурения различают по методам их получения (аналитика, статистика и эксперимент) и использования (статистический учет или применение в режиме реального времени).

По мнению [2], родоначальниками аналитических моделей принято считать E.M. Galle и H.B. Woods. Они представили работу, способствовавшую прорыву в технологии бурения в аспекте оптимизации [3]. Необходимые условия для оптимальной нагрузки определяются с помощью классического вариационного исчисления с действующими ограничениями в виде интегральных уравнений. Предположения E.M. Galle и H.B. Woods, применяемые к любой операции оптимизации, базировались на трех основных уравнениях: скорости бурения, скорости износа вооружения долота и срока службы подшипников, соответственно. В этих уравнениях фактор абразивности учитывается коэффициентом буримости породы. Вместе с коэффициентом бурового раствора эти факторы являются функциями типа долота, гидравлики, бурового раствора и породы. Таким образом, были созданы эмпирические соотношения влияния нагрузки на долото, частоты вращения и разрушения породы, износа вооружения – на скорость бурения, износа зубцов и срок службы подшипников.

В 1963 г. E.M. Galle and H.B. Woods предложили методы для определения: наилучшего сочетания постоянной нагрузки на долото и частоты его вращения; лучшей постоянной нагрузки для любой частоты вращения и лучшей постоянной частоты вращения для любой заданной нагрузки [4]. Для каждой из процедур они рассмотрели восемь случаев с учетом комбинаций долотных зубцов и стойкости подшипников и предела скорости бурения экономичной стойкости долота. Авторы также предложили эмпирические уравнения воздействия нагрузки на долото, частоты вращения и изнашивающей способности породы –
на скорость бурения, скорость износа зубцов и срок службы подшипника.

К эмпирическим моделям автор [5] относит и модель T.M. Warren (1987) идеальной очистки забоя. Модель в целях прогнозирования скорости бурения имеет ограничения, поскольку разработана для мягких пород. Она коррелирует скорость бурения, нагрузку на долото, частоту его вращения, твердость породы и диаметр долота [6]. Тем не менее модель совершенной очистки важна, поскольку она является отправной точкой для получения модели несовершенной очистки.

Модель несовершенной очистки построена на предыдущей, также состоящей из модифицированной ударной силы струи и свойств промывочной жидкости, учитывающей удаление шлама. Уравнение показывает постоянный переход от образования шлама к его удалению в качестве определяющего фактора скорости бурения. Изменения расстояния гидромониторной насадки от забоя определяются в уравнении размером долота.

Коренной перелом в математическом моделировании процесса бурения произвели A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) статистической обработкой данных 25 пробуренных скважин «подходом к оптимальному бурению множественной регрессией…».

Основное уравнение этой модели состоит из восьми подфункций, имеющих значительное влияние на скорость бурения V:

V = f1f2f3f4f5f6f7f8,

где f1 – эффект прочности (твердости) породы; f2 – эффект глубины и плотности (сжатия) породы; f3 – влияние порового давления; f4 – эффект перепада давления; f5 – эффект диаметра долота и нагрузки на него; f6 – эффект частоты вращения долота; f7 – эффект износа зубьев долота по увеличению проходки; f8 – эффект ударной силы гидравлической струи долота. Эти восемь суб-
уравнений полностью описывают математическую модель процесса бурения [7]. Авторы предложили использовать модели скорости проходки бурения и выполнили анализ множественной регрессии для выбора оптимизированных параметров бурения. Они применили формулу минимальной стоимости, показывая, что максимальная скорость проходки может совпадать с минимальными затратами, если опущены технические ограничения.

Спустя 40 лет по-прежнему ведутся исследования и разработки этой одной из наиболее всеобъемлющих моделей, рассматривающей влияние глубины, характеристики разбуриваемой породы, размер долота, механические факторы процесса бурения (нагрузка на долото и частоты вращения) и свойства бурового раствора, что позволяет корректировать каждую из численных (статистических) моделей путем подгонки коэффициентов перед множественным регрессионным анализом. Оригинальная модель A.T. Bourgoyne Jr. и F.S. Young Jr. (1974) позволяет вносить изменения, добавляя больше функций для решения конкретных задач. Если автор [8] считает, что добавление крутящего момента будет иметь неоценимое значение, а включение транспортировки обломков в качестве функции в общий уровень проходки будет очень полезно, то изменения в [9] решают проблему оптимизации бурения в конкретной термоскважине, а в [10] – оптимизации бурения солевых куполов.

Здесь следует напомнить еще об одном переломном аспекте в моделировании вообще. E.L. Simmons (1986) одним из первых осуществил исследования по оптимизации в режиме реального времени бурения [11]. Сочетание современных технологий оптимизированного бурения с реальным временем почти всегда экономит время, повышает эффективность бурения, снижает возможность образования разрушительных последствий и в конечном счете уменьшает общие расходы на бурение. Передачу данных от, как правило, удаленного места бурения в поддерживающий офис и обратно стали осуществлять с самого начала нового тысячелетия.

В [12] приведены понятия механической удельной энергии (MSE), определенные R. Simon (1963) и R. Tealе (1965) как качественное соотношение между необходимым количеством энергии и разрушенным объемом породы в скважине. Тем не менее именно R. Теаlе считается основателем экспериментального моделирования [13], поскольку он вывел уравнение MSE. R. Тeale и сегодня популярен среди исследователей [14, 5]. Уравнение удельной энергии R. Тeale:

,

где Тor – крутящий момент; DIA – диаметр бурового долота.

Лабораторные тесты показали, что MSE остается относительно постоянной, независимо от изменения нагрузки на долото (WOB), частоты его вращения (RPM) или скорости проходки (ROP).

Когда долото работает с максимальной эффективностью, отношение энергии к объему разрушенной породы остается относительно постоянным. Эта связь используется в оперативном регулировании нагрузки на долото или частоты его вращения во избежание нарушения управляемости буровым процессом.

MSE использована для оценки эффективности бурения долотом (H. Rabia, 1985), анализа производительности бурения первой скважины (R.C. Pessier и M.J. Fear, 1992), а в последнее время –
как инструмент в режиме реального времени для максимизации скорости проходки и получения более объективной оценки эффективности бурения (D. Curry, H. Christensen, M. Fear, A. Govzitch, B. Huges, L. Aghazada, 2005; F.E. Dupriest, W. Keoderitz, 2005;
F.E. Dupriest, 2006). Показатели бурения часто ограничиваются факторами, которые бурильщик не контролирует и не может зафиксировать в документах.
F.E. Dupriest (2005) классифицирует факторы, определяющие скорость проходки, в двух категориях: факторы, снижающие эффективность, и факторы, ограничивающие подачу энергии. К трем основным причинам появления первой категории факторов относятся: сальникообразование на долоте, сальникообразование на забое и вибрации инструмента. Ограничить ввод энергии могут такие факторы, как эффективность очистки ствола, целостность ствола, номинальное дифференциальное давление движущегося раствора, ограничения частоты вращения и т. д.

Модель MSE служит оперативным инструментом для оптимизации скорости проходки и технического предела бурения. Механическая удельная энергия – это рассчитываемая работа, выполняемая в разрушении определенного объема породы.

За последние несколько лет для решения задач по управляемым системам были введены различные виды долот. Для оптимального использования этих долот в системах расчет эффективности бурения ведется по комплексной гидромеханической удельной энергии [15]. С увеличением глубины возрастает проблема эффективного использования имеющейся энергии [16]. Гидро-MSE (HMSE) охватывает как гидравлическую, так и механическую энергию. HMSE – количество энергии, необходимой для бурения единицы объема породы и удаления ее из-под долота.

По данным [17], W.C. Maurer, et al. (1969), D.A. Summers, et al. (1972), J.J. Koll (1999, 2000) представили удельную энергию, основанную исключительно на гидравлической энергии, доступной на струях гидромониторного долота. M.R. Isbell, et al. (1994) пришли к выводу, что гидравлическая конфигурация позволяет уменьшить удельную энергию.

Если надежные и подтвержденные модели доступны и могут быть использованы с данными реального времени, это дает возможность точно оценить величину гидромеханической удельной энергии бурения. Утвержденная модель может быть использована как инструмент для планирования и более точного определения эксплуатационных пределов эффективного использования долот. Такая модель будет иметь особое значение, когда установлена точка-долото или долото как штурвал поворотной системы.

По мнению автора [9], вся оптимизация завязана вокруг долота. Разрабатываемые модели предназначены для оптимизации процесса бурения, выбора наилучшего долота и достижения скорости в целях получения минимальной стоимости бурения [8]. И только один автор [5] считает, что окончательный выбор долота проводят на буровой. Инженер-технолог, по мнению [5], должен быть в состоянии правильно выбрать, управлять и оценивать долото.

К физическому (экспериментальному) моделированию относятся и [18] со всеми коэффициентами подобия, а также многие известные и малоизвестные модели бурения.

Модель бурения in situ

Исходя из практики бурения предпочтительно выбрать весьма доступную физическую модель экспериментального направления, устанавливаемую непосредственно в процессе бурения в промежутке времени t  0, чтобы установление зависимости скорости бурения от нагрузки на долото и частоты его вращения V(G, n) не отнимало времени от периода, запланированного на бурение. Модель бурения in situ (in situ – лат. «на месте события») – это модель, устанавливаемая в процессе бурения непосредственно на буровой площадке. Модель включает не только сочетания типа (модификации) долота и физико-механических свойств проходимых горных пород с учетом забойных условий, характеристик очищающего забой агента и т. д., но и состояния ствола скважины и компоновки бурильного инструмента. Выстраиваемая модель, с одной стороны, обобщает воздействие всех влияющих факторов на эффективность процесса бурения, с другой – конкретизирует степень этого воздействия отдельными параметрами.

Разработка модели началась в 1974 г. во ВНИИ буровой техники при модернизации стенда СВД-1000 (1000 атм) [19], специализированного в поддержке бурения Кольской сверхглубокой скважины СГ-3. В процессе модернизации был заменен привод стенда, все датчики давления – на электронные, датчик нагрузки изолирован от внешней среды. Но главное – был разработан датчик проходки с разрешающей способностью измерений 0,1 мм, который позволял снимать график зависимости скорости бурения V от любого задаваемого (исследуемого) параметра на 20–25 мм проходки при разбуривании кернового материала. Прежние графики зависимости (с колоссальным разбросом данных), на построение которых уходили месяцы, строились в течение нескольких часов. Дополнительно разработанный датчик скорости бурения в паре с двухкоординатным потенциометром выдавал готовый график зависимости 2D в формате А4, а компоновка, например, нескольких графиков зависимости V(G, n) при разных n давала V(G, n) в 3D.

Для бурения реальной скважины был изготовлен в нескольких экземплярах датчик проходки (рис. 1) с разрешающей способностью измерений перемещения рабочей трубы 1 мм. Один оборот датчика соответствовал 100 мм проходки долота. Датчик на время бурения устанавливался на тормозной шкив лебедки буровой установки. Нагрузка на долото фиксировалась датчиком, вмонтированным в систему гидравлического индикатора веса (ГИВ).

Началась изнурительная работа по построению моделей бурения in situ на буровых установках в ситуациях минимизации проходок, чтобы исключить дискомфорт буровой бригады, но и без искажения моделей. К 1984 г. было создано значительное число моделей бурения in situ на большом количестве строящихся скважин от Амдермы до Астрахани и Казахстана. Графики снимались в начале долбления, после наращивания инструмента и в обстановке эксцесса V как при роторном, так и при турбинном бурении. Оказалось, что для построения графика зависимости V(G) и V(G, n) достаточно проходки 0,2–0,3 м. Если Ю.Ф. Потапов и др. (1971), проанализировав модели бурения 16 авторов, в том числе отечественных (В.С. Федорова, Ю.Ф. Потапова и В.В. Симонова, Я.А. Гельфгата с соавторами, А.А. Погарского, а также Р.М. Эйгелеса с 15 своими моделями), сделал вывод, что единой модели не существует [20], то автор настоящей работы утверждает, что моделей бурения бесчисленное множество.

В 1985 г. была изменена тактика построения моделей бурения in situ. Съемка уже не занимала какого-либо времени бурения. Использовался известный способ выбора нагрузки на долото: когда оно нагружалось до максимально допустимого уровня, подача инструмента стопорилась и забой вырабатывался до остановки перемещения стрелки ГИВ. Эти перемещения, зафиксированные во времени, пересчитывались в некую условную V(G), т. е. в модель бурения in situ. Совмещением графиков, снятых на разных скоростях ротора, оформлялся 3D-график зависимости V(G, n).

Для получения зависимости в реальных единицах используется прямой метод – пошаговое нагружение долота с фиксированием скорости бурения. Или автоматическим регулятором подачи долота при подведении долота к забою задается конкретная скорость бурения, близкая к скорости предыдущего долбления, производится бурение до достижения предельно допустимой нагрузки. Изменения нагрузки, зафиксированные во времени, пересчитываются в скорость бурения. Наблюдения и пересчет ведутся компьютерными программами с выводом модели на монитор бурильщика, который может самостоятельно принять решение или переслать данные в поддерживающий офис.

Разработан также и ручной способ получения модели бурения in situ – съемка видеоклипа изменений показаний ГИВ и перемещения рабочей трубы на фотоаппарат с последующей покадровой расшифровкой.

Тест drill-оff

Тест drill-оff – конкурирующая физическая модель бурения – применяется для оптимизации таких параметров, как нагрузка на долото и частота его вращения [21]. Тест определяет процесс достижения максимальной скорости бурения и проводится каждый раз, когда в стволе работает новое долото, пласты породы перемежаются или заметно изменилась скорость бурения.

Предварительные шаги теста drill-оff:

1) перед началом теста необходимо убедиться, что долото установлено правильно, т. е. приработано;

2) бурильщик и персонал помощников должны общаться до начала испытания – вход блока сбора данных в интервале 1 с;

3) лифт основания долота – приблизительно 1 фут (0,3048 м); остановлены насосы и вращение – ждать 10 с;

4) запускаются насосы – ожидание 10 с;

5) запускается вращение – ожидание 10 с;

6) начать тест drill-оff.

Пример испытаний drill-off со следующими параметрами:

1) поддерживать каждую нагрузку на долото в течение 60 с;

2) скорость потока – 520 гал (32,81 л/с);

3) тип долота – 126-S.

Тест № 1: 120 мин-1; нагрузка на долото – 48; 36; 24; 18 килофунтов (около (21 773; 16 330; 10 886; 8155 кгс).

Тест № 2: 60 мин-1; нагрузка на долото – 48; 36; 24; 18 килофунтов.

Тест № 3: 90 мин-1; нагрузка на долото 48; 36; 24; 18 килофунтов.

Тест № 4: 90 мин-1; нагрузка на долото 24; 36; 48 килофунтов.

После завершения теста drill-оff выбираются нагрузка на долото и частота его вращения при условии лучшего уровня проходки. Вариации теста бурения отмечаются на ведущей бурильной трубе в однодюймовом сегменте (с захватом тормоза), измерения времени и веса осуществляются для каждого пробуренного дюйма. Испытание повторяют для нескольких различных значений частоты вращения, с тем чтобы найти оптимальную частоту.

Влияние нагрузки на долото и частоты его вращения на скорость бурения

Все разрабатываемые модели предназначены для оптимизации выбора наилучшего долота и, в основном, нагрузки на долото и частоты его вращения. Не является исключением и модель бурения in situ. В связи с этим целесо-
образно рассмотреть зависимости V(G) и V(n).

Большинство авторов приведенных выше моделей принимают степенную зависимость скорости бурения от нагрузки на долото с варьированием степени в широком диапазоне. На рис. 2а зависимость V(G), построенная в 1958 г.
Л.И. Шрейнером и др. по результатам исследования физико-механических свойств горных пород, близка к параболической [22]. По данным
Б.А. Жлобинского (1970), зависимость V(G) разворачивается в некую ступеньку (рис. 2б) [23]. По В.С. Федорову (1958), график зависимости развертывается в надежную ступеньку (рис. 2в) [24] с рассмотрением степени очистки забоя. По данным Л.А. Шрейнера (1968), зависимость V(G) и вовсе ступенчатая (рис. 2г) [25].

Стартовые параметры начала бурения В.С. Федоров выводит в область некоторого значения скорости проходки и нагрузки на долото (рис. 2в). Построение графика зависимости V(G) из начала координат, а также принятие нулевого значения за начало процесса бурения неверно [10, 26]. Нагрузка начала продвижения забоя определяет твердость породы в забойных условиях.

Конфигурация графика зависимости V(G) изменялась хронологически с проявлением специфических особенностей взаимодействия бурильного инструмента и скважины по мере исторического увеличения длины колонны утяжеленных бурильных труб (УБТ). К 1980-м гг.
длина тяжелого низа инструмента достигала 350 м, и в графике зависимости V(G), приведенном на рис. 2г, прибавилась еще одна ступень, после чего он стал окончательно трехступенчатым [27].

При бурении микродолотами 33 мм на стенде СВД-1000 с моделированием забойных условий глубокой скважины [18], долотами 94 мм и долотами 215,9 мм на стенде ЗиФ1200, а также долотами 215,9 мм на станках БСВ и 2СБШ-200 при бурении взрывных скважин глубиной 14–15 м зависимость V(G) линейна, начиная со стартовой нагрузки. В горнорудной отрасли, на карьерах Докучаевского флюсодоломитного комбината и Новотроицка, на карьерах Нарвского «Фосфорита» и «Эстонсланца» Кохтла-Ярве, на предприятиях Алмалыка в Узбекистане и Асбеста Свердловской области, где проводились исследования по отработке долот, установлена зависимость V(G), близкая к линейной. В глубоком бурении роторным способом в начале нагружения долота после стартовых значений до 6.10 кН зависимость V(G) также линейна. Затем, после потери тяжелым низом (УБТ) устойчивости, когда вся нагрузка на долото сосредотачивается поочередно на одной шарошке (лопасти PDC), процесс бурения активизируется (6–8.10 кН) в так называемом интервале нагрузок интенсивного роста скорости бурения (ИНИРСБ). При дальнейшем нагружении, когда ось долота «вгоняется» в соосность со скважиной, зависимость V(G) стабилизируется. Этот эффект обеспечивает превосходство реального бурения по скорости над стендовым. Эффект скачкообразности процесса (ступенчатость) в физике достаточно известен и обусловлен, как правило, его качественной трансформацией. Бурение скважин не исключение. Сам процесс бурения уникален тем, что при нагружении долота работа бурильного инструмента трижды претерпевает качественное изменение, определяемое по формированию трех ступеней в графике зависимости V(G) (рис. 3). И здесь хотелось бы сказать о линеаризации математических моделей при обработке в Excel и MATLAB, которые «выбрасывают» ступенчатое преимущество реальных моделей – моделей бурения in situ.

Эти области рассматриваются в [26] как эффект взаимодействия тяжелого низа бурильного инструмента со стенками скважины независимо от типа долота – PDC или шарошечного. Такую позицию разделяет и автор [28], считающий, что картину разрушения породы, наблюдаемую в лабораторных условиях, существенно искажают процессы, протекающие в скважине в бурильной колонне.

Что касается влияния частоты вращения долота на скорость бурения, трудно сомневаться в монотонности или даже линейности зависимости, поскольку для этого нет объективных причин (скорость разрушения, близкая к скорости распространения упругой волны, несопоставима со скоростями приложения нагрузки при бурении), за исключением разве что зашламления забоя и межзубцового пространства долота. На стенде СВД-1000 при всех моделируемых условиях глубокой скважины зависимость V(n) прямо пропорциональна [18]. По результатам промысловых исследований при электробурении с частотным регулированием Я.А. Гельфгат и А.В. Орлов получали прямо пропорциональную зависимость скорости бурения от частоты вращения долота [29], хотя авторы [2, 5, 8] считают, что такая линейность имеет ограничения в 100 мин-1.

Как отечественные, так и зарубежные оптимизаторы относятся к бурению скважин как к объекту своего «высокого» творчества. Не вдаваясь в суть проблемы, они создают модели, не отвечающие реалиям, и затем оптимизируют их, выявляя лучшие показатели, хотя со времен Ньютона проверка математической модели – это эксперимент. Не зная нюансов зависимости V(G), они линеаризируют ее. Частоту вращения ограничивают, потому что в 1958 г.
J.W. Speer ограничивал 100 мин-1. Меж тем в оптимальном режиме бурения при постоянной частоте вращения рабочей трубы, наблюдаемой на буровой площадке, за каждый ее оборот долото полностью останавливается (не вращается) и даже несколько откатывается обратно.

Оптимизацию моделей бурения in situ следует проводить по второму из трех способов D.C. Wilson и R.G. Bentsen (1972) на площадке стабилизации V между вторым и третьим ИНИРСБ. Этот интервал оптимизации минимизирует затраты на выбранном участке V(G, n) [30].

На рис. 4 приведена модель бурения нефтегазовой разведочной скважины № 51 «Восточно-Колвинская» Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции роторным способом долотом 190,5С-ГВ
на глубине 2039 м. Третья область стабилизации V (зеленый цвет) после второго ИНИРСБ определяет предельные возможности процесса бурения. Третий ИНИРСБ и последующая область стабилизации V (красный цвет) чреваты катастрофическим разрушением долота, в то время как бурение на втором ИНИРСБ и с предшествующей нагрузкой (желтый цвет) экономически нецелесообразно. Бурение разумнее вести в области после второго ИНИРСБ в диапазоне нагрузки на долото от 12 до 14.10 кН.
Дальнейшее улучшение процесса бурения находится в плоскости совершенствования породоразрушающего инструмента, но никак не в области повышения нагрузки на долото.

В качестве дополнительного примера можно привести модель бурения in situ при разгрузке части колонны УБТ 146 мм
длиной 200 м в каверне в той же скважине на глубине 1990 м (рис. 5). В этом случае график имеет ломаную поверхность, мало похожую на ступенчатую, которая тем не менее позволяет выбирать некую нагрузку на долото и частоту его вращения, обеспечивающие максимальную скорость бурения. Таким образом, выполняется «визуальная» оптимизация параметров бурильщиком. Здесь рекомендуется перейти на третью скорость ротора и внимательно следить за эксцессами скорости бурения.

Реализация моделей бурения in situ

На всех бурящихся скважинах, где проводилась съемка моделей бурения in situ, мгновенно выдавались рекомендации бурильщику по поддержанию оптимальной нагрузки на долото и частоты его вращения. Как эпизод проведена конкретная работа по выбору лучшего долота из сконструированных автором в сравнении с серийными.
В анализе рассматривались сначала 6, а затем 11 модификаций долот автора. Выбрано четыре долота. Первое, как и планировалось, превосходило серийные долота по проходке [31]. Второе превосходило серийные по скорости бурения на 60–80 % [32]. Третье, с отрицательным смещением осей шарошек, было изготовлено малой промышленной партией в память конструкторов, обнаруживших эффект превосходства над серийными долотами на 70 % по скорости бурения [33]. Четвертое долото проектировалось с запланированным высоким превосходством по скорости бурения [34].

На рис. 6а показано долото 215,9Т-ПВ-3Э, дающее увеличение скорости бурения на 300 %, на рис. 6б – усовершенствованная двухзамковая герметизированная опора такого долота для бурения нефтегазовых скважин. Система разрушения породы сколом на ближних к периферии венцах настолько эффективна, что снижает загрузку периферийного подшипника, позволяя использовать второй замковый и расширяя площадь уплотнения.

Заключение

Рассмотрено развитие математических (аналитических и статистических), физических (механическая удельная энергия, гидромеханическая удельная энергия) и других моделей бурения.

Сформирована модель бурения in situ с описанием ее развития. Конкурирующая физическая модель, применяемая для оптимизации параметров – тест drill-оff, – уступает модели бурения in situ по времени реализации, информативности и возможности использования в режиме реального времени.

Историческое развитие зависимости скорости бурения от нагрузки на долото обусловлено наращиванием колонны УБТ. Подтверждена линейность зависимости скорости бурения от частоты вращения долота. Эти зависимости принимаются за модель бурения, а в случае съемки их на буровой площадке – за модель бурения in situ. Таким образом, достигнута поставленная цель работы. Как пример приводятся 2D- и 3D-модели бурения in situ на реальных скважинах. Практическая значимость модели обусловлена возможностью для бурильщика получить мгновенную рекомендацию бурения либо использовать рекомендации из офиса поддержки в режиме реального времени.

Реализация моделей бурения in situ применялась в выборе как параметров бурения, так и наилучших долот. Выбраны одно долото, лучшее по проходке, и три долота, лучшие по скорости бурения, с превосходством над серийными от 60 до 300 %. По характеру износа опор последнего долота принято решение увеличить в нем количество замковых подшипников.

Одной из проблем, возникающей при работе шарошечного бурового инструмента, отрицательно влияющей на основные показатели бурения, такие как механическая скорость и проходка на долото, является образование зубчатой рейки на поверхности забоя скважины. Суть проблемы заключается в следующем. Спустя какое-то время после начала работы инструмента зубья вооружения, разрушая породу поверхности забоя, образуют в ней поверхность, обратную собственной геометрии. 

В результате вместо дальнейшего успешного разрушения породы вооружением бурового инструмента шарошки перекатываются по ответной рейке поверхности забоя подобно шестерням зубчатых механических передач. При этом, как правило, имеет место износ набегающих или сбегающих граней зубьев вооружения, а также происходит износ тела шарошки между зубьями. Эффект рейкообразования может появляться как на стадии приработки инструмента, так и по прошествии достаточно продолжительного времени бурения и связан с множеством различных факторов. Зачастую эффект рейкообразования приводит не только к существенному уменьшению механической скорости бурения, но и к отсутствию проходки как таковой. В некоторых случаях удается избежать рейкообразования, применяя на проблемных участках долота для бурения более мягких пород и (или) снижая по возможности гидростатическое давление на забой [2]. Причинами рейкообразования, как правило, являются: резкий переход разбуриваемых пород от хрупких к пластичным; значительное превышение гидростатического давления горной породы; несовершенство геометрии вооружения бурового инструмента и т. д.

Основным признаком, свидетельствующим об образовании забойной рейки, как правило, является резкое снижение механической скорости проходки без каких-либо существенных изменений в режимах бурения. Как правило, это приводит к незапланированной замене зачастую вполне работоспособного бурового долота на другое, имеющее значительные отличия в геометрии вооружения. Все это требует проведения спускоподъемных операций, значительно увеличивающих суммарное время бурения и стоимость буровых работ.

В связи с этим актуальны работы, связанные с созданием новых конструкций вооружения бурового шарошечного инструмента, не склонного к рейкообразованию.

Для того чтобы успешно противостоять эффекту рейкообразования, необходимо по возможности четко представлять картину взаимодействия вооружения бурового долота с поверхностью забоя в целях выявления условий, способствующих возникновению этого нежелательного явления. Многочисленными авторами путем теоретических исследований кинематики шарошек, а также на основе анализа износа вооружения бурового инструмента, отработанного в реальных условиях бурения, установлены основные закономерности рейкообразования и пути его преодоления. Так, установлено, что при бурении средних и особенно твердых пород, как правило, вооружение ведущих или периферийных венцов шарошек долота формирует устойчивую рейку на поверхности забоя скважины. При этом венцы всех трех шарошек, как правило, работают по общей рейке. Забойная рейка существенно меняет кинематику шарошки долота и условия взаимодействия вооружения с горной породой, так как ведущие или периферийные венцы в основном и определяют закон движения шарошки. Это связано с тем, что опорными поверхностями вооружения становятся не вершины зубьев, а их боковые грани и впадины. В таких условиях удельное давление на породу, создаваемое вооружением этих венцов, по мере приработки к рейке быстро снижается, а эффект разрушения горных пород уменьшается. Долото как бы зависает на выступах рейки. Это и приводит к значительному снижению механической скорости проходки.

В связи с этим при создании шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением возникла необходимость исключить возможность рейкообразования при его работе.

На первом этапе предложено одновременно использовать разнонаправленное вооружение ведущих венцов на всех трех шарошках (рис. 1). Например, первая шарошка имеет прямозубое или косозубое вооружение с минимальным углом наклона в ту или иную сторону; вторая – косозубое вооружение с правым углом подъема винтовой линии; третья – косозубое вооружение с левым углом подъема винтовой линии. В таком случае при попадании разнонаправленных зубьев след в след будет достигаться разбивание реечной поверхности, образованной вооружением каждой предыдущей шарошки. Также рекомендуется использовать асимметричные зубья, которые на всех шарошках будут иметь разные степень и направление асимметрии (рис. 2).

На втором этапе предложено использовать различные шаги зубчатого вооружения ведущих венцов на каждой из трех шарошек, при этом соблюдая условие, что шаг зубьев каждой последующей шарошки должен быть больше шага предыдущей примерно на 1/3 шага зубьев первой шарошки (рис. 1.1). В этом случае происходит интенсивное измельчение рейки и, как следствие, более качественное выравнивание забоя.

И наконец, на третьем этапе предложено использовать кинематические характеристики ведущих венцов шарошек в целях устранения эффекта рейкообразования.

Рассмотрим подробнее кинематику шарошки бурового долота [1].

К примеру, определим траекторию движения точки М, лежащей на пересечении основного и калибрующего конусов шарошки (рис. 3): 

.                         (1) 

При вращении шарошки вокруг оси вращения долота: 

,                                     (2) 

где ω₁ – угловая скорость вращения шарошки, с^-1;  ω₂– угловая скорость вращения долота, с^-1.

Тогда: 

              (3)  

 ,            (4) 

где κ – эксцентриситет оси шарошки относительно оси вращения долота, мм; α – угол между осью вращения шарошки и ее образующей поверхностью, град.;  ι – смещение вершины шарошки относительно начала координат, мм.

Вектор  найдем путем поворота основания конуса шарошки вокруг координатных осей Oz и Oy. 

 .                         (5) 

Далее осуществим поворот вокруг оси X1 на угол 180°– . Для этого воспользуемся матрицей преобразования 

 ; . (6) 

Осуществим поворот вокруг оси Z на угол -φ₂ = -ω₂t.

Воспользуемся матрицей преобразования 

                       (7).

Найдем абсолютные координаты точки М, используя векторы ,  

                     (8).

Определим время, когда зуб шарошки будет соприкасаться с поверхностью забоя скважины: 

                          (9) 

Это будет происходить, когда cos(ω₁t) = –1, так как остальные величины в выражении постоянны. Следовательно:

.           (10) 

При повороте оси шарошки вокруг оси долота на 

                        (11)  

при                              (12) 

получим: 

,                                   (13)

где n – целое число (0, 1, 2, 3, …).

Таким образом, положение точки соприкосновения зуба вооружения с поверхностью забоя скважины зависит только от передаточного отношения i.

Исследуем передаточное отношение пары «долото – шарошка». 

                               (14) 

Допустим, что при последующем обороте зуб вооружения попадает в точку, где он уже образовал лунку на предыдущем обороте: 

                                   (15) 

Если  принимает целые значения, тогда зуб при новом обороте будет попадать в то же место, что и при предыдущем обороте.

Рассмотрим ситуацию, когда зуб вооружения при новом обороте попадает в точку, которая смещается на треть пространства между двумя соседними попаданиями на первом обороте:

                                   (16)

i – может принимать значение, равное 1,667.

Рассмотрим явление повторения цикла. Пусть он происходит через N оборотов, тогда:

                                    (17)

Это и есть условие, при котором зуб вооружения попадает в лунку, сделанную им же при первом обороте. Результаты вычислений эффекта «повторного попадания» в зависимости от различных величин  и  представлены в таблице.

На основе математического моделирования процесса было установлено, что в зависимости от передаточного отношения зуб вооружения может совершать два, три, четыре и т. д. попаданий в свой собственный след в рамках одного или нескольких оборотов долота на протяжении всего процесса бурения. То есть один и тот же зуб вооружения создает свои собственные лунки в поверхности забоя и обрабатывает исключительно их в течение всего времени работы инструмента. Естественно, чем больше этих точек, тем лучше. На рис. 4 представлена схема контактирования отдельного зуба вооружения с поверхностью забоя скважины, представляющая собой звездчатый многоугольник с семью вершинами.

Если задать смещение попаданий зуба вооружения на 1/3 величины пространства между двумя соседними попаданиями на первом обороте: 

получим эффект вращения многоугольника при каждом полном обороте инструмента на угол, равный 

                                (18)

где N – количество полных оборотов долота.

Таким образом, в результате исследований этого явления были выявлены диапазоны изменения величин передаточных отношений системы «долото – шарошка», при которых каждый зуб вооружения ведущего венца контактирует с забоем в точках, образующих вершины многоугольника, поворачивающегося с каждым последующим оборотом долота на определенный угол: 

На основе проведенных исследований была разработана новая конструкция геометрии вооружения, позволяющая повысить эффективность работы бурового инструмента за счет лучшего разрушения забойной рейки и тем самым снизить стоимость буровых работ.

Технический результат достигается тем, что шарошки бурового долота оснащены разнонаправленным косозубым вооружением. Причем венцы, имеющие общие поверхности обработки забоя с венцами соседних шарошек, имеют разное направление наклона зубьев к оси шарошки, при этом все косые зубья в рамках одного венца каждой шарошки наклонены в одну сторону. Также по меньшей мере хотя бы один из ведущих венцов выполнен с передаточным отношением к частоте вращения бурового долота, укладывающимся в диапазоны:

Достижению указанного технического результата способствует и то, что:

• шаги зубьев венцов на разных шарошках, имеющих общие поверхности обработки забоя с венцами соседних шарошек, соотносятся между собой следующим образом: шаг зубьев венца второй шарошки больше шага зубьев венца первой на 30–35 %, а шаг зубьев венца третей шарошки больше шага зубьев венца первой на 65–70 %;

• зубья шарошек выполнены асимметричными, при этом асимметрия на каждой последующей шарошке выполнена в противоположном направлении.

На рис. 1 представлена схема поражения забоя разнонаправленным зубчатым вооружением, на рис. 2 – зона поражения разнонаправленным зубчатым вооружением.

Буровое шарошечное долото содержит три шарошки 1, 2, 3, оснащенные зубьями, расположенными под разным углом к оси шарошки, причем венцы, имеющие общие поверхности обработки забоя с венцами соседних шарошек, имеют разное направление наклона зубьев к оси шарошки. На рис. 1.2 приведен пример выполнения вооружения долота, у которого две шарошки 2 и 3 имеют косые зубья 4 и 5 с наклоном в разные стороны относительно оси шарошки, а третья шарошка 1 выполнена с продольными зубьями 6. При этом зубья ведущих венцов всех шарошек выполнены с шагом, отличающимся от шага смежных зубьев, и соотносятся между собой следующим образом: шаг зубьев венца второй шарошки больше шага зубьев венца первой на 30–35 %, а шаг зубьев венца третей шарошки больше шага зубьев венца первой на 65–70 %. Причем в одноименных рядах зубья 4 и 5 имеют противоположное направление угла наклона к оси шарошки. В предложенном варианте геометрии вооружения все зубья в рамках одного венца каждой шарошки наклонены в одну сторону под одинаковым углом, что позволяет изготавливать зубья с минимальными инструментальными и временными затратами и тем самым упростить технологию изготовления шарошек и повысить качество их изготовления, а следовательно, и долота в целом. При этом по меньшей мере хотя бы один из венцов какой-либо шарошки –
1, 2 или 3 – выполнен с передаточным отношением к частоте вращения бурового долота, укладывающимся в указанный ранее диапазон.

Это позволяет обеспечить постоянное смещение точек попадания разнонаправленных зубьев вооружения относительно поверхности забоя при каждом последующем полном повороте бурового долота и тем самым повысить эффективность разрушения забойной рейки.

Зубья вооружения шарошек могут быть литыми, фрезерованными или твердосплавными, что определяется в первую очередь физико-механическими свойствами разбуриваемых пород. При этом зубья шарошек выполнены асимметричными, а асимметрия на каждой последующей шарошке выполнена в противоположном направлении. Это обеспечивает более объемное разрушение лунок при попадании зубьев с различной асимметрией след в след (рис. 2).

Принцип работы бурового долота заключается в следующем. При вращении долота шарошки 1, 2 и 3 перекатываются по поверхности забоя и разрушают породу под воздействием осевой нагрузки и крутящего момента. Выполнение долота с шарошками, зубья которых расположены под разными углами к оси соответствующей шарошки, способствует повышению эффективности его работы благодаря лучшему разрушению забойной рейки и выравниванию поверхности забоя. В то же время выполнение всех зубьев в рамках одного венца каждой из шарошек с одинаковым углом наклона не приводит к существенному усложнению технологии их изготовления в сравнении с аналогичными шарошками, оснащенными прямозубым вооружением.

Таким образом, использование предложенной конструктивной схемы вооружения шарошечного бурового инструмента позволит повысить эффективность разрушения породы за счет более качественного выравнивания поверхности забоя и свести к минимуму возможность появления эффекта рейкообразования в процессе бурения. Все это в конечном счете позволит увеличить механическую скорость бурения и проходку на долото при одновременном снижении стоимости буровых работ.

Результаты вычислений эффекта «повторного попадания»

Results of calculating the re-ingression effect

В процессе свинчивания бурильных труб в свечу имели место разрушения их замковых соединений – сломы ниппелей.

Представленные для исследования две поврежденные бурильные трубы эксплуатировались в скважине на участках наклонного бурения в течение 646 часов. По истечении этого времени трубы были извлечены из скважины и поставлены на хранение без проведения инспекции их технического состояния.

При работе труб на участке наклонного бурения в материале замка реализуются знакопеременные напряжения изгиба, возникающие при вращении трубы.

Поскольку в процессе сборки, по всей вероятности, не был обеспечен плотный контакт между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, то имел место зазор между ними. Соответственно, напряжения изгиба циклического характера воспринимались уже не замком в целом, а металлом ниппеля в зоне галтели с высоким уровнем концентрации напряжений.

Неполное ввинчивание ниппеля в муфту и, как следствие, отсутствие контакта между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты могло произойти при недостаточной очистке резьбы ниппеля и муфты.

В предоставленном для исследования дополнительном образце замкового соединения в сборе зазор между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты составил 1,6 мм.

Используемые ранее в работе бурильные трубы после хранения вновь поступали на сборку в свечи с открытых стеллажей. Температура металла стенки труб за время хранения соответствовала уровню температуры окружающей среды. По имеющейся информации, соединение труб в свечу производилось после длительного пребывания на открытом воздухе в зимних условиях при температуре окружающей среды около –30 °С.

Сломы ниппелей бурильных труб произошли в области упорного уступа за пределами резьбового участка, в месте перехода от цилиндрической шейки ниппеля диаметром 130 мм к утолщенному участку диаметром 170 мм, в сечении упорного уступа (рис. 1).

Подобного рода разрушения замковых соединений (сломы ниппелей и повреждения муфт бурильных труб) имели место и ранее, в том числе на буровых установках в Уренгое, при этом сломы ниппелей во всех случаях происходили при отрицательной температуре окружающей среды.

Радиус галтели в зоне перехода от цилиндрической части ниппеля к его основному корпусу равен 1,5 мм. Такой малый радиус галтели изначально предопределяет высокий уровень концентрации напряжений в материале ниппеля в области упорного уступа.

В процессе сборки, предшествовавшей эксплуатации колонны на участке наклонного бурения, в соединении с неполным ввинчиванием ниппеля в муфту его нагружение крутящим и изгибающим моментами способствовало образованию усталостной трещины в зоне галтели ниппеля (рис. 2).

Под действием сложного нагружения металла в области максимальной концентрации напряжения (области галтели) трещина распространилась на значительную часть поперечного сечения стенки трубы и получила развитие по направлению к внутреннему отверстию. Этот процесс одинаков для обоих образцов.

В процессе развития усталостной трещины происходило многократное соприкосновение поверхностей излома, вследствие чего возникла притертость этих поверхностей. Именно такой вид имеет поверхность излома стенки трубы в области развития и распространения трещины.

Притертость поверхности излома свидетельствует и о том, что повреждение в стенке обоих ниппелей развивалось достаточно медленно в течение длительного времени при относительно небольших нагрузках [1, 2].

Зоны последующего развития разрушения – зоны долома – имеют характерную для разрушения при однократном приложении нагрузки волокнистость поверхностей излома. Ранее подобный характер разрушения в виде ориентированных в кольцевом направлении сквозных трещин уже наблюдался в замковых соединениях бурильных труб после эксплуатации их на участках наклонного бурения.

Слом ниппелей произошел при ввинчивании их в муфты при моменте затяжки, равном 3 КНм (300 кГм), что существенно ниже величины регламентируемого момента затяжки. Такой малый момент затяжки может свидетельствовать о том, что в металле ниппелей в области галтели уже имело место ослабление сечения, произошедшее ранее, и при свинчивании произошел его долом.

В связи с этим можно предположить, что бурильные трубы были подняты с участков наклонного бурения с уже образовавшимися трещинами в области упорного уступа ниппеля. Поскольку инспекция их технического состояния после поднятия с участков наклонного бурения не проводилась, трубы с поврежденными ниппелями поступили на сборку в свечу.

Наряду с анализом условий слома и характера разрушения ниппелей были выполнены работы по определению химического состава, прочностных, пластических характеристик металла поврежденных ниппелей и его ударной вязкости в температурном интервале от –32 до 20 °С. Для проведения исследований был использован металл резьбовых частей ниппелей бурильных труб, извлеченных из муфт.

Результаты химического анализа свидетельствуют о том, что фактическое содержание элементов в металле поврежденных ниппелей бурильных труб соответствует сертификатным данным фирмы – поставщика труб. Ближайшим отечественным аналогом является сталь марок 38ХГМ, 38ХМ. Согласно требованиям отечественной документации [3, 4] замки бурильных труб должны изготавливаться из сталей марок 40ХН и 40ХМФА.

Разрушение ниппелей произошло в диаметральной плоскости. Соответственно, для оценки механических свойств ниппелей образцы для механических испытаний на растяжение также располагались в этой плоскости. Для сравнения были проведены механические испытания образцов металла ниппелей в продольном направлении. Эти испытания (табл. 1) позволили сопоставить фактические механические свойства металла замковых соединений с нормативными и сертификатными данными, которые оценивают свойства материалов по результатам испытаний продольных, ориентированных вдоль образующей, образцов.

Результаты механических испытаний металла поврежденных ниппелей бурильных труб на растяжение характеризуются малым разбросом, что косвенно свидетельствует об однородности материала резьбовой части ниппелей. Данные, представленные в табл. 1, свидетельствуют о том, что прочностные характеристики – предел текучести и временное сопротивление металла поврежденных ниппелей в продольном и тангенциальном направлениях –
соответствуют нормам отечественной документации и сертификатным данным фирмы-поставщика.

Пластические характеристики – относительное удлинение и сужение в тангенциальном направлении – у металла поврежденных ниппелей заметны ниже. Относительное удлинение металла поврежденных ниппелей в диаметральной плоскости (плоскости слома) по сравнению с продольной ориентацией (вдоль образующей) ниже на 18–29 %, относительное сужение – ниже на 18–21 %.
Разница в значениях пластических характеристик металла в тангенциальном и продольном направлениях объективна и обусловлена анизотропией механических свойств металла заготовок ниппелей.

По всей вероятности, для изготовления ниппелей был использован сортовой прокат, анизотропия механических свойств металла которого обусловлена технологией его производства.

Численные значения ударной вязкости металла ниппелей (табл. 2) в диаметральной плоскости – плоскости слома ниппелей – при температурах от –
32 до 20 °С в среднем в 2,2 раза ниже, чем вдоль их образующей в продольном направлении. Такое различие в величине ударной вязкости свидетельствует о том, что материалу ниппелей в части сопротивления хрупкому разрушению свойственна значительная анизотропия.

Анизотропия материала ниппелей имеет деформационное происхождение в результате ориентированной вдоль образующей пластической деформации металла на стадии формирования заготовки – круглого проката, использованного впоследствии для изготовления ниппелей.

При температуре –20 °С согласно сертификатам качества фирмы-поставщика величина ударной вязкости металла ниппелей должна находиться в пределах 101–114 Дж/см2. Фактические значения ударной вязкости при этой температуре в продольном направлении находятся в пределах 67–80 Дж/см2. При других температурах значения ударной вязкости не регламентируются как фирменными сертификатами, так и отечественной нормативной документацией.

Согласно существующим представлениям о механизме перехода металла из вязкого состояния в хрупкое считается, что для сталей с пределом прочности свыше 1000 МПа величина ударной вязкости должна быть не менее 40 Дж/см2. При величине ударной вязкости ниже 40 Дж/см2 сталь с пределом прочности свыше 1000 МПа переходит в хрупкое состояние.

Температурные зависимости ударной вязкости металла ниппелей свидетельствуют о том, что величина ударной вязкости в плоскости слома, равная 40 Дж/см2, обеспечивается для материала ниппеля (условн. № 1) в плоскости слома при температуре –2 °С и для материала ниппеля бурильной трубы (условн. № 2) в плоскости слома при температуре –15 °С.

При более низких температурах металл ниппелей находится в хрупком состоянии. Это подтверждается и характером изломов ударных образцов, ориентированных в диаметральной плоскости и испытанных при температурах –20 и –32 °С. У образцов, подвергшихся испытаниям при этих температурах, доля вязкой составляющей в изломе не превышает 5–10 %, деформация поперечного сечения образца в изломе практически отсутствует. Это является еще одним свидетельством того, что металл ниппелей, изготовленных из стали повышенной прочности (В > 1000 МПа), при температуре стенки ниже –15 °С находится в хрупком состоянии.

Таким образом, при повторной сборке трубы с трещиной в ниппеле в зоне уступа, образовавшейся в процессе наклонного бурения, при температуре сборки, равной –32 °С, металл ниппеля перешел в хрупкое состояние и его способность к сопротивлению развитию уже существующей трещины резко понизилась, в связи с чем для окончательного долома ниппеля потребовалось приложение гораздо меньшей нагрузки, что подтверждается низким моментом затяжки, предшествовавшим разрушению.

В связи с этим для предотвращения хрупкого разрушения (сломов) ниппелей бурильных труб в процессе их сборки в осенне-зимний период при отрицательной температуре окружающего воздуха представляется целесо-
образным перед завинчиванием ниппеля в муфту производить их предварительный подогрев до температуры не ниже 10–15 °С.

Бурильные трубы, отработавшие на участках наклонного бурения, перед вводом в эксплуатацию независимо от продолжительности их предыдущей работы должны подвергаться дефектоскопии в области упорного уступа ниппеля в целях своевременного выявления возможных повреждений его металла в этой зоне.

При свинчивании бурильных труб должен быть обеспечен плотный контакт между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты (отсутствие зазора между ними) для предупреждения перегрузки металла ниппеля.

Таблица 1. Результаты испытаний металла ниппелей на растяжение

Table 1. Results of nipples metal tensile tests

Таблица 2. Результаты испытаний материала ниппелей на ударный изгиб

Table 2. Results of nipples material bending impact test

В публикациях последних лет, посвященных исследованиям Северного Устюрта, палеозойский возраст пород определен без достаточного использования биостратиграфического метода. Поэтому возраст отложений, как правило, называется без указания состава ископаемых организмов. Этот пробел в исследованиях палеозоя Северного Устюрта можно восполнить посредством применения метода сравнительного анализа и использовать в качестве эталона для сравнения конкретные разрезы соседних и удаленных территорий, которые были лучше изучены биостратиграфическим методом. Интерполяция данных на территорию Северного Устюрта позволит оценить реальность информации о возрасте пород, который датирован по литологии или сейсмостратиграфии.

Материалами для исследования стали керн скважин, пробуренных на территории Северного Устюрта, изученный авторами по прозрачным шлифам биостратиграфическим методом, и анализ литературных данных по отложениям верхнего палеозоя Евразии.

Методами исследования явились биостратиграфическое описание конкретных разрезов и сравнительный анализ отложений палеозоя пограничных удаленных регионов с целью определения недостающего фактического материала для предпринятого исследования:

1) состава фаций (литология, ископаемые организмы);

2) черт сходства и различия фаций разрезов, использованных для сравнительного анализа;

3) наличия или отсутствия общих маркеров возраста в составе ископаемых организмов.

Основанием для применения биостратиграфического метода послужил факт отсутствия положительных результатов на территории Северного Устюрта при опробовании скважин более чем на 40 структурах, сложенных, как предполагалось, породами палеозоя. Причина отрицательного результата может быть связана с тем, что породы действительно не продуктивны либо продуктивны, но палеозойский возраст, определенный литологическим и сейсмостратиграфическим методом, не соответствует реальному возрасту, и поэтому скважины не достигли глубины залегания пород верхнего палеозоя.

В качестве исходного материала использовались:

• петрографические шлифы множества скважин Палеотетиса (Прикаспийская впадина – восточная часть, Южный Урал) и Балтии (Астраханский свод), изученные биостратиграфическим методом Н.Б. Гибшман, за 1971–2011 гг.;

• опубликованные материалы по биостратиграфии и палеонтологии для территорий, которые в позднем палеозое были расположены на шельфе Палеотетиса, – Евразийский биогеографический пояс (восточная половина Прикаспийской впадины, кряж Карпинского, горный массив Эльбурс, Северный Иран, хребет Каратау, п-ов Бузачи, Устюрт, Мангышлак, Дарваз, Центральный и Южный Тянь-Шань, Ферганская долина, Центральный Таджикистан и Таримский бассейн (Северный Китай);

• опубликованные материалы по биостратиграфии и палеонтологии для территорий, которые в палеозое были расположены на шельфе Балтии – Русская платформа и западная половина Прикаспийской впадины (Астраханский свод, Среднерусская плита).

Сравнительный анализ и последующая интерполяция биостратиграфии разрезов, пограничных и удаленных территорий используется в качестве метода при прогнозировании строения отложений верхнего палеозоя Северного Устюрта. Основанием для его использования послужил тот факт, что отложения от позднего девона до ранней перми включительно на территории Северного Устюрта с использованием биостратиграфического метода изучались недостаточно. На приграничных и удаленных территориях, расположенных к западу и востоку от Северного Устюрта, породы от фаменского до ассельского яруса включительно изучены детально по обнажениям и буровым скважинам с использованием биостратиграфического метода. Именно поэтому в качестве аппарата для сравнительного анализа отобраны конкретные наиболее стратиграфически полные разрезы – типовые для каждого из названных выше регионов. В процессе анализа фаций особое внимание было уделено составу ископаемых организмов (бентос и планктон), отражающих степень сообщения или изоляции бассейнов, в которых протекало осадконакопление разрезов, выбранных для анализа.

Для детального биостратиграфического описания были использованы наиболее информативные скважины или обнажения в стратиграфическом интервале от фаменского яруса верхнего девона до триаса включительно. Данные по биостратиграфии использованы для следующих разрезов: скв. Тенгиз 22 [11, 12], скв. Северный Каражанбас П-1, Жатыбай-25, Южный Жатыбай-4, Северо-Бузачинская П-1 [3], Эльбурс [9], Мангышлак – Бузачи – Устюрт [3, 5], Ферганская долина [4], Таримский бассейн, разрез Вуши [10, 13, 14].

Для удобства описания и последующей корреляции все названные территории –
смежные и удаленные – сгруппированы по географическому принципу на «западные» и «восточные», т. е. расположенные, соответственно, на западе и на востоке относительно Северного Устюрта и блоков Туранской плиты (рис. 1).
К числу регионов, расположенных к западу от Северного Устюрта, относятся Прикаспийская впадина, кряж Карпинского, горный массив Эльбурс, Северный Иран. К числу «восточных» регионов относятся Каратау, Срединный и Южный Тянь-Шань, Ферганская долина, Центральный Таджикистан и Таримский бассейн, Северный Китай. Собственно на территории Туранской плиты расположены Дарваз, Мангышлак, Бузачи и Устюрт.

Принимается концепция, согласно которой территория исследования в палеозое располагалась на мелководных шельфах Балтии или Палеотетиса.

До настоящего времени информация о биостратиграфии отложений палео-
зоя Северного Устюрта была крайне ограниченна. Имеются публикации [5], в которых фораминиферы только упоминаются, но списки фауны и названия конкретных разрезов отсутствуют либо отсутствуют результаты биостратиграфических исследований. К тому же в [5] представление о строении палеозоя опирается на результаты сейсмостратиграфических исследований.

Бльшая часть рассмотренных разрезов палеозоя отражает фации, характерные для обстановок осадконакопления субтропического тепловодного шельфа Палеотетиса. Подтверждением возможности отнесения разрезов фаменского, визейского, серпуховского и ассельского интервалов осадконакопления позднего палеозоя служит состав ископаемых организмов, аналогичный таковым Среднего и Южного Урала.
В визейско-серпуховском – биогермного массива Шартым и Большой Кизил. Известно, что в позднем палеозое все эти територии находились на шельфе тепловодного Уральского океана – часть Палеотетиса. В это же время ископаемые организмы западных разрезов были аналогичны таковым обстановок шельфа Балтии [8]. Граница распространения типовых разрезов Балтии и Палеотетиса предположительно проходила примерно параллельно меридиональному, а далее –
субширотному течению р. Урал [11, 12].

Геометрия фаменского, визейского, серпуховского шельфа Палеотетиса имела форму карбонатного рампа (фаменский век) и карбонатной платформы (визейский – серпуховский век). В средней части карбонатной платформы в тепловодных бассейнах низких и средних широт формировались постройки органогенного происхождения. Комплекс фаций обстановок типичных рифов, аналогичный Южноуральским рифам Шиханы-Шахтау, как давно известно по исследованиям Д.М. Раузер-Черноусовой, формировался на раннепермском этапе осадконакопления, в то время как на визейско-серпуховском господствовали обстановки водорослевых биогермов [12]. На раннемезозойском – триасовом периоде осадконакопления фации и обстановки осадконакопления кардинально изменились. Состав фаций приобрел преимущественно терригенный состав, остатки фоссилий были представлены преимущественно формами, толерантными к условиям средних и, реже, высоких широт бореального Арктического бассейна. Фации, характерные для Тетиса, мигрировали далеко на юг. Область их распространения наблюдалась южнее Северного Ирана. Характер простирания фациальных поясов изменился также кардинально и приобрел субширотное направление, параллельное современному положению экватора и его северному и южному полюсам.

Описания фаций и обстановок осадконакопления с некоторой долей условности дают основания для прогноза характера фаций и обстановок осадконакопления Северного Устюрта в интервале позднего палеозоя. Результаты прогноза показаны на схематических/концептуальных картах, демонстрирующих простирание фациальных поясов и обстановки осадконакопления Палео-
тетиса и Балтии на отрезке геологического времени от фаменского до ассельского века позднего палеозоя. При прогнозировании использован принцип интеграции данных биостратиграфии и фаций. В зависимости от состава фаций простирание поясов, демонстрирующих обстановки осадконакопления каждого конкретного интервала геологического времени, определяется на основе использования концепции карбонатного шельфа.

Простирание фациальных поясов каждого из рассмотренных этапов осадконакопления является результатом интерполяции фаций хорошо изученных территорий, выбранных для сравнительного анализа, на территорию Северного Устюрта и всей Туранской плиты в целом. Реальность построений во многом зависит от бурения на новых площадях на территории Северного Устюрта и последующего детального биостратиграфического и палеонтологического изучения кернов новых скважин. Однако проведенные впервые на территории Восточного Устюрта детальные биостратиграфические и палеонтологические исследования кернов показали присутствие отложений ассельского яруса пермской скв. Караадуан П-1 и девонской системы скв. Тамарлы П-1, палеозоя [6, 7].

Фаменский век

На территории исследования в широком региональном плане выделены три фациальных пояса, отражающих обстановки прибрежного шельфа (I), края шельфа (II) и внешнего (III) относительно глубоководного шельфа (рис. 2).

Прибрежный шельф I, переходящий в замкнутую лагуну, обособлен на основе преобладания однородных фаций доломитовых и доломито-известняковых илов, включающих терригенный материал средне-мелко-алевритовой размерности. Состав ископаемых организмов представлен преимущественно сферическими формами (Archaesphaera sp., Calcishpaera sp. и др.), являющихся основным компонентом фаций. Нечасто встречаются зеленые водоросли –
Dasycladaceae в виде разрозненных фрагментов, а также фрагменты скелета брахиопод, остракоды и пелециподы. Фации широко развиты на территории Балтии.

Край шельфа II (внутренний, центральный край, внешний) субтропического бассейна выделен на основе разно-
образия фаций, отраженных в органогенных водорослевых известняках и вторичных доломитах с различными текстурами: пелспаритах (пелоидных грейнстоунах), водорослевых пакстоунах, грейнстоунах и водорослевых боундстоунах со следами прижизненного захоронения (строматопоры Тамарлы П-1). Привнос терригенного материала не наблюдается. Многочисленные зеленые водоросли Dasycladaceae –
Palaeobereselleaceae и локально строматопоры являются породообразующим компонентом. Формируются водорослево-иловые холмы и водорослевые маты, а по склонам – разрушенные водорослевые маты. Морская цементация находит отражение в развитии радиально-фибрового цемента, подпирающего фрагменты водорослей и пелоидов. Помимо водорослей часто встречаются представители стеногалинной биоты – криноидеи, ехино-
идеи и мшанки. Фораминиферы группы Eoendothyra-Quasiendothyra (Тенгиз 22) и разнообразная ассоциация однокамерных фораминифер – паратурамминиды – важный компонент ископаемых организмов при корреляции удаленных территорий.

Породы формируют узкие фациальные пояса вдоль края шельфа, включая его внутреннюю и внешнюю периферию. Особенно яркие самостоятельные карбонатные рампы с высокой степенью карбонатного накопления наблюдались в процессе наших исследований керна и прозрачных шлифов скважин месторождений Карачаганак и Тенгиз. Аналогичное разнообразие фаций карбонатного рампа описано по обнажениям Южного Тянь-Шаня, хорошо известно на Южном и Среднем Урале и на территории Центрального Таджикистана.

Биостратиграфические исследования керна скв. Тамарлы П-1 подтвердили реальность предложенного прогноза. На фациальном поясе среднего шельфа (II) появилась новая контрольная точка, расположенная на территории Северного Устюрта.

Внешний шельф III, переходящий в открытый бассейн, выделен на основе развития тонкозернистых окремненных известняков с прослоями черных аргиллитов, а также по присутствию пелагической биоты (конодонтов и аммоноидей). Бентосные организмы присутствуют в аллохтоне либо представлены сферическими формами, толерантными к любой среде обитания. Породы формируют многокилометровые фациальные пояса в пределах открытого морского шельфа и нижней части склона. В конкретных разрезах они описаны по разрезам Северного Ирана. Далеко за пределами Северного Устюрта аналогичные фации и обстановки осадконакопления описаны Чегодаевым и Мамедовым в Предкавказье и Закавказье.

Визейский – башкирский век

На схематической карте выделено два фациальных пояса (рис. 3): прибрежный мелководный шельф (I) с обстановками осадконакопления, характерными для Балтии, и край шельфа (внутренний, центральный, внешний) субтропического бассейна, отражающего обстановки осадконакопления Палеотетиса (II).
В глобальном плане внутри фациального пояса (II) располагаются карбонатные платформы локального простирания: Тенгизская, Срединно-Тяньшанская, Таримская. Эти карбонатные платформы в раннем – среднем карбоне располагались вблизи или на окраинах различных материков, омываемых водами Палеотетиса. Именно поэтому каждая карбонатная платформа характеризовалась присущим только ей набором фаций. Подтверждением может служить разнообразие фаций и обстановок осадконакопления раннего среднего карбона Срединного Тянь-Шаня (Машатский, Аккулукский, Каржантаусский и Палтаусский типы разрезов) или отличного от них разреза Виши, который в раннем карбоне формировался вблизи Казахстанского материка (?).

Прибрежный мелководный шельф I,
переходящий в замкнутую лагуну, обособлен на основе преобладания монотонных фаций доломитовых и доломитистых известняковых илов, включающих терригенный материал средне-мелко-алевритовой размерности. Состав ископаемых организмов представлен фораминиферами, брахио-
подами, остракодами и водорослями однообразного состава. Контрольная точка – скв. Астраханская 1 – отражает фации, типичные для широких фациальных поясов Балтии.

Край шельфа II – фациальные пояса карбонатного субтропического шельфа Палеотетиса. Для состава фаций характерно большое разнообразие ископаемых организмов, ограниченное поступление терригенного материала и значительные толщины отложений. Контрольные точки относительно Северного Устюрта располагаются как на западе (Смушковская 2, Тингутинская 14), так и на востоке (Тенгиз, Каратау, Срединный Тянь-Шань, Виши, Северный Китай). Однако на территории Северного Устюрта фации, аналогичные таковым регионов, использованных для сравнительного анализа, не обнаружены. Обратим внимание на практически центральное положение Северного Устюрта относительно регионов, использованных для сравнительного анализа. Этот показатель является положительным аргументом при прогнозировании миграции субтропической биоты на территорию Северного Устюрта, а следовательно, формирования фаций, отражающих обстановки субтропического шельфа. Дальнейшее бурение и новые данные, полученные в результате биостратиграфических исследований, подтвердят или опровергнут наши прогнозы.

Ассельский век

Фациальное районирование в интервале геологического времени позднего карбона и ранней перми (ассельского века) изменилось значительно (рис. 4) в сравнении с предшествующими периодами осадконакопления позднего палеозоя. Это изменение выразилось в том, что состав фаций и обстановки осадконакопления в контрольных точках Балтии (Астраханская 1) и Палеотетиса (Тенгиз 22) продемонстрировал отсутствие ярких различий. Как было показано ранее, оба разреза характеризуют аргиллитовые фации с радиоляриями (Астраханская 1) или также аргилитовые фации, не содержащие остатков ископаемых организмов. Оба типа фаций отражают относительно глубоководные обстановки склона шельфа. В то же время фузулинидовые фации, характерные для мелководного шельфа Палеотетиса, обнаружены в скв. Карааудан П-1 (Восточный Устюрт), на Дарвазе и в Ферганской долине.

На основании этих данных на схематической карте выделено два фациальных пояса.

Заглубленная лагуна мелководного шельфа Балтии (Астраханская 1) или склон мелководного шельфа Палеотетис (Тенгиз 22) I выделены по развитию сложных терригенно-карбонатных фаций – аргиллитов-алевролитов с маломощными прослоями карбонатов, включающих шлам неопределимой биоты и массовые скопления радиолярий. Контрольные точки – скв. Астраханская 1
и Тенгиз 22.

Мелководный шельф II, вероятно, выражен в фациях, отражающих обстановки шельфа как Балтии, так и Палеотетиса. Подтверждением такого районирования служит развитие однотипных фузулинидовых комплексов широкого планетарного распространения. В данном конкретном случае контрольные точки расположены как в регионах, использованных для сравнительного анализа (Эльбурс, Дарваз, Ферганская долина), так и на территории Восточного Устюрта (скв. Караадуан П-1). Аналогичные фузулинидовые фации – на Южном и на Среднем Урале.

Известно, что рубеж поздней перми и триаса характеризовался общим падением уровня Мирового океана и широким развитием стратиграфических несогласий широкого регионального простирания. На рассматриваемой территории в позднепермское время, вероятно, существовало два различных фациальных пояса: западный (Калмыцко-Южно-Астраханский) – область денудации – и восточный (Мангышлак-Бузачинский) – область аккумуляции терригенных осадков. Область карбонатного осадконакопления в позднепермской истории региона располагалась далеко на юге за пределами Северного Ирана. Незначительный объем фактического материала по отложениям поздней перми не позволяет обозначить четкие стратиграфические границы триаса и поздней перми и выделить единый пермотриасовый комплекс отложений. Однако, как следует из описания разрезов, можно предположить, что триас в общих чертах наследовал преимущественно терригенное осадконакопление, аналогичное таковому поздней перми. Обобщение незначительного по объему фактического материала позволяет составить схематическую карту фаций и обстановок осадконакопления для всего триасового периода осадконакопления.

Выводы

1. Важный положительный результат исследований состоит в том, что на территории Северного Устюрта на надежной палеонтологической основе доказано присутствие пород фаменского яруса верхнего девона (глубина залегания – 3888 м, ранее – возраст С1–С2) и отложений ассельского яруса нижней перми (глубина залегания – 3796 м, ранее –
возраст С2–С3). Породы фаменского яруса продуктивны на месторождении Тенгиз (глубина залежи – 5200 м) и Карачаганак (глубина залежи – 5500 м), а ассельского – на месторождении Карачаганак. Таким образом, предполагаемые аналогии карбонатных фаций Северного Устюрта и регионов, использованных для сравнительного анализа, получили реальное подтверждение. Таким образом, был выявлен один из косвенных признаков, указывающих на возможные перспективы нефтегазоносности фаменского и ассельского карбонатного комплекса на территории Северного Устюрта на глубинах, доступных современным техническим условиям бурения.

2. Немаловажным результатом исследований можно считать тот факт, что сравнительный анализ конкретных разрезов, изученных биостратиграфическим методом, выявил аналогии биостратиграфии и обстановок осадконакопления удаленных территорий и ощутимые расхождения строения разрезов соседних территорий.

3. Положительным результатом использования метода сравнительного анализа является факт, позволяющий считать, что осадконакопление в геологическом интервале от фаменского до ассельского века включительно на территории Северного Устюрта и всей Туранской плиты протекало на шельфе Палеотетиса.

В настоящее время в мире все шире применяется вероятностная оценка ресурсов и запасов нефти и газа. В связи с недостаточностью данных и знаний о параметрах залежей и месторождений целесообразно получать не одну оценку, а распределение значений запасов. Такой подход, давая возможность получить более адекватную картину запасов, позволяет изучать влияние отдельных подсчетных параметров на значение ошибки запасов и оценивать риски. Эта методика особенно актуальна в современной экономической ситуации, обусловленной снижением цен на углеводороды (УВ) и увеличением стоимости работ.

Существуют различные методы оценки неопределенностей запасов. Представляемая методика базируется на использовании ряда реализаций трехмерных геологических моделей (3D-ГМ), позволяющего комплексировать информацию о неопределенностях параметров, влиляющих на величину запасов. Процесс моделирования включает все этапы построения 3D-геомодели, начиная от построения скоростной модели и структурного каркаса и заканчивая подсчетом запасов.

Методика имеет следующие преимущества:

• каждая реализация модели учитывает все входные данные;

• использование 3D-моделей позволяет естественным образом воспроизводить сложный характер взаимосвязей между параметрами;

• минимизируется риск получения «нефизичных» результатов;

• каждая реализация является отдельной моделью.

В работе описан процесс оценки не-
определенности запасов газа на примере пластов A, B, C месторождения М, расположенного в Пур-Тазовской нефтегазоносной области. Оценка неопределенности производилась средствами ПО Roxar RMS построением 300 равновероятных реализаций 3D-моделей.

Месторождение М находится на стадии разведки, вся его площадь охвачена 3D-сейсморазведочными работами. Пласт A вскрыт четырьмя скважинами, а B и C – тремя, отложения пластов относятся к верхней юре. Ввиду низкого уровня изученности данных пластов многие параметры для оценки неопределенности взяты по аналогии с вышележащим более изученным пластом W, вскрытым 23 скважинами.

В результате проведенного анализа определены количественные характеристики неопределенности параметров, влияющих на величину запасов газа (табл.). На основании этих данных при помощи ПО Crystal Ball сгенерирована таблица, в которой каждому номеру реализации соответствуют значения всех варьируемых параметров.

Проанализируем неопределенности различных параметров, оказывающих влияние на величину запасов. Вначале рассмотрим неопределенности уровней межфлюидных контактов, так как именно ошибки в определении этих параметров в наибольшей степени искажают значения геометрического объема залежи и в итоге значения запасов УВ.

Минимальные (верхние) уровни газоводяного контакта (ГВК) залежей приняты по подошвам нижних пропластков, продуктивных по данным геофизических исследований скважин (ГИС). В связи с тем, что нет подтвержденных скважинными данными сведений о нижней границе продуктивности залежей, обоснование наибольших возможных значений ГВК основано на гипотезе максимальной наполненности структурных ловушек. Таким образом, наибольшие уровни ГВК приняты по отметкам размыкания структур в пределах площади изученности 3D-сейсморазведкой. Функции плотности вероятности ГВК залежей приняты равномерными в интервале между минимальными и максимальными значениями (табл.).

Проанализируем неопределенности структурных построений. На эти неопределенности оказывают влияние различные факторы. В данном случае решено пренебречь долей ошибки, обусловленной неточностью прослеживания горизонтов, поскольку вся площадь месторождения М охвачена 3D-сейсморазведочными работами и отражающие горизонты хорошо прослеживаются по волновой картине. Не учтены и такие факторы, как погрешности в t0, стратиграфической привязке, альтитудах, инклинометрии.

Таким образом, учет структурных неопределенностей в данной методике основан на вариативном построении карт средних скоростей, которые использовались для перевода прослеженных отражающих горизонтов из временной области в глубинную. При расчете карт использовался алгоритм стохастического гауссовского симулирования (SGS), использующий вариограммы.

Как указано выше, пласты A, B и C вскрыты рядом скважин (4, 3 и 3, соответственно), что не позволяет провести вариограммный анализ. Поэтому изменчивость параметров вариограммы средних скоростей принята аналогично вышележащему, более изученному пласту W. На базе детерминистической реализации карт средних скоростей, использованной в качестве тренда, рассчитаны 300 равновероятных вариантов структурных карт кровель пластов. На основе каждой из реализаций данных поверхностей создана трехмерная совместная сетка, объединяющая пласты A, B, C. Подошвы пластов отстраивались методом схождения с использованием детерминистически построенных карт общих толщин. На рис. 1 представлен разрез в северо-восточном направлении с отображенными сечениями вариантов структурных карт кровли пласта А.

На следующем этапе изучены не-
определенности литологии. В связи с тем, что пласты вскрыты единичными скважинами, представительная выборка для построения модели вариограммы отсутствует. Поэтому использована обобщенная зависимость Рейнольдса [1] соотношения линейных размеров тел в зависимости от условий осадконакопления (рис. 2). По региональным материалам и данным керна одной скважины отложения пласта A накапливались в прибрежно-морских условиях (Shoreline Shelf). Соотношение эффективных толщин (Нэф) и длины таких тел составляет 1:1000. Таким образом, при средней Hэф по РИГИС 3,62 м максимальная длина тела составит 3620 м. Горизонтальные и вертикальные ранги вариограммы приняты в 2 раза больше указанных размеров тел, для того чтобы размер смоделированных песчаных тел соответствовал определенным по графику значениям. В связи с довольно грубой оценкой рангов они заданы с некоторой вариативностью.

Средняя Нэф пластов B и С составляет 2,25 м. При том же соотношении средней Нэф и длины тела – 1:1000 – оценки рангов равны, соответственно, 4500 и 4,5 м по латерали и вертикали. Также задана некоторая изменчивость этих значений (табл.).

Моделирование куба литологии Klito осуществлено в два этапа. На первом этапе строится трехмерный тренд куба литологии по скважинным данным. Второй этап предусматривает учет возможной ошибки выделения коллекторов в скважинах. Согласно определенному по вариограмме литологии пласта W самородку примерно 4 % коллекторов могут быть неколлекторами, и наоборот. Для построения конечного Klito по определенному значению самородка создана функция правдоподобия фаций (Facies Probability Function) [2], также отключен контроль значений в скважинах, то есть сопоставление замеров со значениями модели. В итоге получен Klito с некоторыми отличиями от трендового куба, в том числе и по ячейкам вдоль траекторий скважин.

Для изучения влияния неопределенностей коэффициента пористости (Кп) на оценку запасов смоделирована случайная погрешность, аддитивно присутствующая в каждом определении Кп по ГИС. Случайная погрешность является «белым шумом» – непрерывной случайной величиной, симметричной относительно Кп = 0 [3]. При осреднении данных такая случайная погрешность практически равна 0 и не вносит значимого искажения в определение среднего Кп по скважинам.

Уровень случайной погрешности Кп (ГИС) в рамках данного исследования оценивается исходя из сопоставления зависимости Кп (ГИС) и Кп (керн) (рис. 3).
Относительно Кп сделан ряд допущений, т. е. не учитывается, что данные ГИС и керна имеют различное пространственное разрешение, привязка глубин образцов керна неточна, а кроме того, Кп, определенное на керне, осложнено своими погрешностями. Иными словами, предполагается, что наблюдаемые отклонения значений Кп (ГИС) от Кп (керн) обусловлены только погрешностью определения Кп по ГИС. Оценить уровень отклонений можно при помощи коэффициента корреляции Пирсона (R). Для пласта W значение R составляет 0,76. Моделирование куба Кп, так же как и Klito, включает два этапа. На первом строится трендовый куб Кп по скважинным данным, на втором учитываются возможные ошибки определения Кп по ГИС. Для этого используется метод интерполяции «совместный кокригинг» [4] (Collocated Cokriging) в рамках модуля Petrophysical modeling. В качестве тренда используется куб Кп, построенный на первом этапе, с коэффициентом линейной корреляции для всех пластов 0,76 с отключенной функцией воспроизведения значений в ячейках, пересекаемых траекториями скважин. Параметры вариограммы приняты аналогичными параметрам вариограммы литологии. Полученные итоговые кубы Кп демонстрируют отклонение значений в скважинах с заданной погрешностью (рис. 4). Сопоставление исходных значений Кп со значениями с внесенными ошибками характеризуется R ≈ 0,76.

Моделирование коэффициента газонасыщенности (Кг) проведено исходя из предположения, что газом заполнено все поровое пространство, не занятое остаточной водой (Кво), Кг = 1 – Кво.

Наиболее точная оценка Кво возможна по зависимости Кво(Кп). Однако расчет по аппроксимирующему уравнению дает оценку наиболее ожидаемому значению Кво при данном значении Кп, пренебрегая при этом ошибкой его прогноза. При построении куба Кво для учета случайной погрешности применен алгоритм совместного кокригинга с использованием полученного ранее куба Кп в качестве тренда. При этом коэффициенты корреляции установлены в соответствии с зависимостью Кво (керн) – Кп (керн). Для всех пластов они составляют 0,78. Параметры вариограммы также приняты аналогичными параметрам вариограммы Klito.

Для оценок пластового давления (Рпл) и пластовой температуры (T) также учтены их неопределенности. Рпл и Т определены по результатам испытаний скважин и приведены на наиболее вероятные уровни контактов. Данные значения приняты в качестве наиболее ожидаемых (средних), погрешности Pпл и T определены по результатам замеров по пласту W, для которого относительная погрешность определения Рпл составляет ±3,5 %, а для Т – ±5 %. Характер распределения принят треугольным.

С целью учета изменения Т и Рпл в зависимости от гипсометрического положения ячеек данные параметры интерполировались в соответствии с их вертикальными градиентами от уровня приведения. Значения этих параметров на уровне приведения являются случайными переменными, определенными ранее. Для задания поля T использован температурный градиент, равный 0,03 °С/м. Градиент поля Рпл воссоздан по закону Паскаля. Для каждой реализации рассчитан куб коэффициента сверхсжимаемости по зависимости от Рпл.

По полученному множеству реализаций 3D-ГМ объемным методом подсчитаны запасы сухого газа (рис. 5). Довольно большой разброс на гистограммах объясняется в первую очередь высоким уровнем неопределенности подсчетных параметров.

Общепринятой практикой при оценке неопределенностей является предоставление пессимистических, средних и оптимистических уровней запасов, в данной работе это процентили, равные 90 % (Р90), 50 % (Р50) и 10 % (Р10). Напомним, что процентиль – показатель того, какой процент значений находится выше определенного уровня. Например, процентиль P90, равный 50,1 млрд м3 газа, означает, что в выборке 90 % значений больше этого значения и, соответственно, 10 % – меньше.

Для повышения достоверности результатов при вероятностном подходе к оценке запасов помимо обоснованно заданных законов распределений исходных параметров необходим как можно более полный охват диапазона изменений каждого из них, т. е. увеличение числа реализаций модели, что повышает точность результата. Это позволяет получить оценку достаточности выборки для достижения заданной точности. Необходимо получить оценку достаточности выборки, полученной в результате расчетов. Для решения этой задачи проведена оценка того, насколько свойства распределения запасов газа меняются в зависимости от числа реализаций.

Стабилизация оценок запасов газа для процентилей P10, P50, P90 с ростом количества реализаций моделей происходит не ранее чем за 100–200 реализаций. Произведенный расчет 300 реализаций перекрывает порог нестабильности оценок, следовательно, можно говорить о достаточности выборки моделей для оценки параметров распределения запасов газа.

Для оценки чувствительности запасов газа к входным параметрам построены графики торнадо (рис. 6), графически отображающие величину изменения запасов при вариации каждого из наиболее влияющих параметров (при этом варьируется только один параметр, остальные приняты неизменными).
В качестве границ диапазона изменчивости варьируемых параметров приняты оценки P10 и P90. Оценки P50 приняты за базовый расчет. Однако полученные в процессе моделирования результаты демонстрируют наличие корреляции между параметрами. Следовательно, ситуация, когда при изменении одного параметра остальные не меняются, является некоторым допущением, которое необходимо иметь в виду при анализе графиков торнадо.

Наибольшее влияние на величину запасов оказывают площадь залежи и эффективная газонасыщенная толщина (Нэф г). Это связано с тем, что структурная неопределенность в межскважинном пространстве и положение ГВК оказывают большое влияние на площадь и Нэф г.

Для оценки неопределенностей уровней добычи газа на гидродинамических моделях (ГДМ) выбрано три модели. Запасы данных моделей с некоторым отклонением соответствуют уровням P10, Р50 и Р90. Суммарные профили добычи газа по данным моделям представлены на рис. 7. Размещение фонда скважин осуществлялось согласно принятой сетке скважин за счет расширения или сужения контура газоносности. Существенное расхождение уровней добычи газа от 2,3 до 7,7 млрд м3 свидетельствует о низком уровне изученности данных пластов.

Как показано выше, положение контакта, структурный план и Нэф г вносят наибольшую неопределенность в оценку запасов. Для снижения неопределенностей необходима дальнейшая доразведка. Напомним, что пласты A, B, C вскрыты очень малым количеством скважин (≤4). Очевидно, что увеличение объема эмпирической информации за счет бурения новых скважин позволит точнее оценить положение контакта, снизит неопределенности по структуре, а значит, и площади залежи. Новые скважины целесообразно закладывать в зоны с максимальными прогнозными запасами.

Выводы

1. Выбраны входные варьируемые параметры.

2. Обоснованы параметры их распределений.

3. Произведен расчет 300 реализаций трехмерных геологических моделей, учитывающих все входные варьируемые параметры.

4. Произведена количественная оценка неопределенностей запасов газа.

5. Определены параметры, в наибольшей степени влияющие на неопределенность запасов газа.

6. Произведен расчет добычи газа по трем реализациям гидродинамической модели.

7. Обоснованы методы снижения не-
определенности.

Варьируемые параметры, законы и параметры распределений, пласты A, B, C

Variable parameters, laws and distributions parameters, reservoirs A, B, C

Рассмотрим образцы диагностического рентгенографического подвижного внутритрубного оборудования – рентгенографических кроулеров, предназначенных:

• для рентгенографической диагностики сварных швов при строительстве и ремонте трубопроводов;

• для диагностики трубопроводных обвязок компрессорных станций (ТПО КС).

Кроулеры, предназначенные для рентгенографической диагностики сварных швов

Эксплуатационные характеристики кроулеров первой группы имеют большое значение для производительности и качества сварки трубных швов при строительстве магистральных газопроводов. Под эксплуатационными характеристиками подразумеваются удобство и безопасность эксплуатации, энерговооруженность, оперативность зарядки энергоносителя (аккумуляторов), вес устройства, а также удобство транспортировки до объекта и оперативность сборки/разборки.

Рассмотрим кроулер первой группы [1], конструктивными особенностями которого являются следующие (рис. 1):

1) модульная конструкция, благодаря чему устройство при необходимости можно быстро разобрать и собрать на объекте;

2) все колеса кроулера оснащены независимыми электроприводами, обеспечивающими посредством датчика наклона (инклинометра) и ПО соблюдение горизонтального положения кроулера в поперечном сечении трубы;

3) колеса опорных колесных узлов кроулера расположены под углом, близким к 90°, что оптимизирует контакт колес с внутренней поверхностью трубы. Этому также способствует применение колес большого диаметра – 200 мм.

Энергообеспечение кроулера осуществляется двумя батареями LiFePO4 общей емкостью 120 А.ч и напряжением 24 В, что обеспечивает высокую энергоемкость при малом весе и объеме аккумуляторов, а также важную эксплуатационную характеристику – быстрый заряд. Новым решением является то, что рентгеновский аппарат (РПД-2М) расположен не консольно – впереди кроулера, а находится между опорными колесными узлами.

Для обеспечения электроэнергетической и информационной связи между передним и задним опорными колесными узлами применено следующее техническое решение. На области излучения рентгеновского аппарата закреплено кольцо из слабо поглощающего рентгеновское излучение диэлектрика, например ПНД, через которое, в свою очередь, проходят тонкостенные электрические шины из алюминия. Центрирование рентгеновского аппарата относительно продольной оси трубы осуществляется сочетанием набора вставок между колесными узлами и корпусом кроулера, а также ступенчатым изменением положения аппарата относительно корпуса кроулера. Кроулер оснащен датчиками воды, препятствия, конца трубы. Кроме того, осуществляется постоянный контроль заряда аккумуляторов. Предусмотрено также оснащение кроулера видеорегистратором.

Безусловно, важнейшей эксплуатационной характеристикой кроулера является качество получаемого изображения тестируемого сварного трубного шва на рентгенографической пленке. Как известно, четкость рентгенографического снимка определяется взаимным сочетанием фокусного расстояния (источник –
пленка), расстоянием от источника до объекта (стенки трубы) и размером фокусного пятна Ф. Для получения снимков большей четкости разработана конструкция кроулеров с использованием микрофокусного рентгеновского аппарата РАП-М [2]. Дополнительным отличием данной конструкции от существующих образцов кроулеров является также расположение рентгеновского аппарата вертикально на поворотном узле, закрепленном на передней стенке корпуса кроулера (рис. 2). Диаметр фокусного пятна аппаратов РАП-М = 50 мкм.
Диаметр фокусного пятна на применяемых панорамных рентгеновских аппаратах = 2000 мкм.

Натурные испытания подтвердили, что, применяя микрофокусный рентгеновский аппарат, можно:

1) сократить расстояние от источника излучения до исследуемого объекта (трубы);

2) увеличить четкость изображения (дефекта);

3) увеличить мощность рентгеновского излучения на единицу площади исследуемого объекта, а следовательно, сократить время экспозиции.

На практике это осуществляется так. Посредством внешнего командного аппарата кроулер позиционируется около сварного шва таким образом, чтобы ось излучения совпала с осью рентгеновского шва. При этом рентгеновский аппарат находится на заданном расстоянии от внутренней поверхности трубы. Включается вращение поворотного узла с закрепленным на нем рентгеновским аппаратом и включается рентгеновское излучение. Скорость вращения, количество оборотов поворотного узла и мощность излучения обеспечиваются ПО для конкретного объекта.

Был испытан полномасштабный макет. В трубе диаметром 700 мм был установлен поворотный узел с рентгеновским аппаратом напротив сварного шва. На трубе штатно закрепили фотопленку. После экспонирования в поворотном режиме и проявки пленки было получено хорошее качество снимка.

Кроулеры, предназначенные для диагностики ТПО КС

Кроулеры, относящиеся ко второй группе, представляют собой специализированные внутритрубные транспортные устройства, которые должны с относительно малыми затратами энергии двигаться не только по горизонтальным участкам трубопровода, но и по горизонтальным и вертикальным радиусам трубопровода, а также беспрепятственно проходить участки с боковыми отводами. Для решения этих задач был разработан и запатентован новый тип движителя, копирующий принцип движения червя, с возможностью движения как вперед, так и назад [3]. Узел подпружиненного шарнира Гука позволяет проходить как горизонтальные, так и вертикальные изгибы трубопровода (рис. 3). Узлы преодоления наклонных участков трубопровода – от –90 до 90°. На это внутритрубное транспортное средство могут крепиться различные модули контроля внутренней поверхности трубы, в том числе модуль измерительного контроля, модуль электромагнитно-акустического контроля. Энергопитание и информационный канал предусмотрены в бескабельном варианте, о разработке которого достигнута договоренность с Всероссийским НИИ электрификации сельского хозяйства.

Диагностический комплекс для обследования ТПО КС и их боковых отводов

Для решения задач внутритрубной диагностики на кафедре мехатронных станочных систем Уфимского государственного авиационного технического университета разработан роботизированный комплекс для обследования внутреннего состояния ТПО КС и их боковых отводов. Комплекс состоит из модуля-носителя и расположенного на нем робота «Труболаз». При подходе комплекса к боковому отводу трубопровода комплекс позиционируется, и робот «Труболаз» входит в боковое ответвление, обследует его и возвращается на модуль-носитель.

Комплекс является продолжением развития принципа движения внутритрубного транспортного устройства [3]. Отличительной особенностью комплекса является наличие двух идентичных оконечных модулей, являющихся одновременно поворотно-шаговыми механизмами, а также поворотными относительно продольной оси опорно-распорными блоками. Эти технические решения значительно улучшают технико-эксплуатационные характеристики устройства и обеспечивают ему уверенное прохождение поворотов трубопроводов и необходимое позиционирование опорно-распорных блоков при прохождении боковых ответвлений трубопровода.

Агрессивная морская среда, характерная для условий эксплуатации морских нефтегазовых сооружений, вызывает значительную коррозию металла и опасность потери несущей способности всего сооружения. Коррозия в условиях морского месторождения имеет свои специфические особенности и зависит от температуры, концентрации солей в морской воде, скорости течений, местоположения элементов (зоны: подводная, атмосферная и переменного смачивания), состояния систем защиты от коррозии и др. К примеру, с увеличением температуры скорость электрохимической коррозии возрастает из-за появления термогальванических пар, возникших из-за градиента температуры отдельных участков рассматриваемого элемента [1, 5]. Нагретый под воздействием солнечной радиации до более высокой температуры надводный участок конструктивного элемента опорного блока морской станционной платформы (ОБ МСП) является анодом и подвергается более интенсивному коррозионному износу. Значительное влияние на скорость коррозии оказывает растворенная в морской воде соль, превращающая морскую воду в электролит с высокой степенью электропроводности [1, 5]. Кроме того, наиболее интенсивно коррозионные процессы идут в зонах переменного смачивания.

К настоящему моменту разработаны различные теории [2, 3, 6], позволяющие оценивать влияние коррозионного воздействия на срок службы МНГС. Большинство из них основано на проведении экспериментальных испытаний в различных условиях (с применением коррозионно-активных агентов, с различной периодичностью их применения и др.) с последующей интерполяцией полученных данных на реальные объекты. Автором также проводились подобные эксперименты, в результате которых был сделан вывод, что важны не только условия проведения эксперимента, но и правильность оценки возникающих амплитуд переменных напряжений, приводящих к усталостному разрушению. Поэтому новый подход, предлагаемый автором для оценки длительности эксплуатации МНГС, заключается в исследовании влияния коррозионных воздействий на изменение напряженного состояния элементов и сварных соединений морских нефтегазовых сооружений.

Если рассматривать сплошную поверхностную коррозию, то она приводит к равномерному утонению толщины стенок элементов с равномерным снижением общей несущей способности. Гораздо более опасными являются коррозионные каверны, распространяющиеся от поверхности вглубь основного металла с малыми радиусами закругления на конце. Такие дефекты резко изменяют форму поверхности элементов, в результате чего возникает локальная концентрация напряжений. Напряжения в этих элементах характеризуются коэффициентами концентрации напряжений К, которые определяют действительное напряженное состояние элемента путем умножения этого значения на величину номинальных напряжений.

В результате анализа материалов комплексных диагностических обследований автором было установлено, что наиболее часто максимальная глубина каверны достигает 3 мм. На основе данных нормативного документа [6] для практического использования были вычислены значения коэффициентов концентрации напряжений для типовых элементов при различных параметрах коррозионных дефектов, детальное описание которых содержится в диссертационной работе автора. Для отдельного элемента диаметром 478 мм и толщиной стенки 11 мм значения коэффициентов концентрации напряжений приведены в табл. 1.

Произведя соответствующие расчеты, автор установил, что концентрация напряжений увеличивается с повышением глубины и уменьшением длины и угла раскрытия коррозионного дефекта.

Используя данные о скоростях коррозии для различных элементов опорного блока, приведенных в [6], исследована концентрация напряжений при действии равномерной поверхностной коррозии. Известно, что все виды нагрузок, действующих на элементы МНГС, можно классифицировать как сжатие-растяжение, изгиб и кручение. Напряжения, возникающие при этих нагрузках, зависят от площадей поперечного сечения элементов, значений осевых моментов сопротивления сечений при изгибе и кручении. Анализ материалов проектов показал, что колонны выполнены из труб диаметром 720–1020 мм с толщинами стенок 16–30 мм. На основании известных значений скоростей коррозии [6] проведено численно-аналитическое моделирование, в результате которого рассчитаны значения коэффициентов концентрации напряжений в зависимости от времени эксплуатации МНГС и размеров исследуемых элементов. Установлено, что значения коэффициентов концентрации напряжений в случаях сжатия-растяжения и изгибающих либо крутящих моментов незначительно различаются, что позволяет объединить их в общую формулу. Используя аппроксимацию полиномом пятой степени с точностью до 90 %, вычислены следующие формулы расчета значений К для колонн, расположенных в различных зонах при действии продольных сил, изгибающих и крутящих моментов:

1) для подводной зоны:

K = 2,7 – (2628 + 67,06t –
– 132,72 – 10,45t).10–4 –
– (219,13 – 6,02t2 + 21,122t –
– 1,983t2).10–6 – 3,153.10–19t3;       (1)

2) для зоны переменного смачивания:

K = 3,429 – (3770 + 95,61t –
– 191,12 – 13,68t).10–4 –
– (317,33 – 116,1t2 + 22,562t +
+ 3,997t2).10–6 + 24,68.10–8t3;         (2)

3) для надводной зоны:

K = 2,441 – (2261 + 9,106t –
– 115,92 – 3,773ρt).10–4 –
– (193,73 – 17,16t2 – 7,0692t –
– 3,44t2).10–6 – 98,77.10–8t3,           (3)

где К – значение коэффициента концентрации напряжений;  – относительная координата, определяемая из отношения радиуса исследуемого конструктивного элемента к толщине его стенки; t – длительность эксплуатации.

Анализ проектов показал, что все горизонтальные, поперечные и диагональные элементы имеют диаметры 325–530 мм с толщинами стенок 10–18 мм и соединены либо с колоннами, либо с другими элементами, точно так же, как и наклонные поперечные и продольные элементы. В соответствии с [6] скорость коррозии принимается равной 0,18 мм/год для любых зон. На основе расчета значений К и аппроксимации полученных результатов выведена следующая формула:

K = 1,035 + 0,07193t – 0,2372 –
– 0,00592t + 0,25122 – 0,05864t2 +
+ 0,66853 + 0,02765t3 – 0,23764 +
+ 0,03548t4 – 0,31975,                        (4)

где К – значение коэффициента концентрации напряжений;  – относительная координата, определяемая из отношения радиуса исследуемого конструктивного элемента к толщине его стенки; t – длительность эксплуатации.

Для определения значений коэффициентов концентрации напряжений сварных соединений в зависимости от длительности эксплуатации и формы приложенной нагрузки [6] автором были построены их модели в программном комплексе SolidWorks и произведен расчет значений К по точкам с максимальной концентрацией напряжений. Результаты приведены в табл. 2.

Рассмотрим, как описанные параметры коррозионных процессов влияют на оценку длительности эксплуатации МНГС. Для выполнения подобной оценки широко применяются теории Вейбулла и Когаева. Обе теории являются модернизированными теориями Палгрейма – Мейера и хорошо апробированы на практике [3, 4]. Для оценки этой длительности необходимо знать значения амплитуд переменных напряжений, условий нагружения и блоки амплитуд напряжений в течение срока эксплуатации, действующие в сварных соединениях и элементах. Кроме того, необходимо учитывать механические свойства металла сварных соединений.

Блок нагружения состоит из нескольких ступеней нагрузок, каждая из них вызывает переменные напряжения, которые можно охарактеризовать амплитудой переменного напряжения ai, числом повторений этой амплитуды в ступени vai и частотой приложения нагрузки v. Число циклов до разрушения по диаграмме усталости при амплитуде напряжений
ai равно Ni циклов. При такой амплитуде исследуемый объект получает долю повреждения, равную ni/Ni. В таком случае разрушение при блочном нагружении наступит, когда сумма значений относительных повреждений станет равной ap, а долговечность исследуемого объекта, выраженная количеством лет , определится по формуле [2–4]:

,                         (5)

где Rk, NGi – координаты точки перелома кривой усталости; ар – критическая степень повреждения материала; m1, m2 – коэффициенты, характеризующие наклоны ветвей кривой усталости, а остальные значения приведены в работах [2–4].

Проведем сравнительные расчеты для сварного соединения Т-типа, основываясь на следующих исходных данных [2]: высота волны с 1%-й обеспеченностью составляет 11,2 м, длина волны –
149 м, период волны – 10,6 с, глубина моря – 30 м, величина статической составляющей номинальных растягивающих напряжений в сварном соединении составляет 80 МПа [2].

Общее количество циклов волновой нагрузки в год по результатам расчета v равно 30 532 411. Если ар по результатам расчета менее 0,2, то в расчетах следует принимать равным 0,2 [3, 4], поскольку меньшее значение не оправдывается экспериментальными результатами. В соответствии с данными нормативного документа [6] примем m1 = 3 и m2 = 5. В табл. 3 приведены расчеты амплитуд переменных напряжений для 1-го случая без учета коэффициентов концентрации напряжений К и для 2-го случая при усредненном за 15 лет эксплуатации значении К, равном 1,14.

В результате расчета установлено, что долговечность сварного соединения составляет 38,7 лет. Однако при введении поправки, учитывающей концентрацию напряжений от коррозионного воздействия, скорректированный ресурс существенно снижается и составляет 28,7 лет. По аналогии было вычислено увеличение амплитуд переменных напряжений при введении коррозионного коэффициента концентрации напряжений для конструктивных элементов морских нефтегазовых сооружений. Так, за 20 лет эксплуатации с учетом рассчитанного по формулам (1–4) коэффициента концентрации напряжений от коррозионного воздействия, равного 1,15, долговечность горизонтальных элементов, расположенных в зоне переменного смачивания, уменьшается с 21 года до 17 лет. Поэтому правильность оценки напряженного состояния сварных соединений и конструктивных элементов с учетом коррозионных коэффициентов концентрации напряжений является ключевым требованием для точного расчета длительности их эксплуатации.

Таблица 1. Значения коэффициентов концентрации напряжений для элемента МНГС диаметром 478 мм и толщиной стенки 11 мм при различных параметрах коррозионных дефектов

Table 1. Values of stress concentration factors for the MNGS element with diameter of 478 mm and a wall thickness of 11 mm with different parameters of corrosion defects

Таблица 2. Значения коэффициентов концентрации напряжений сварных соединений при коррозионном воздействии с учетом формы приложенной нагрузки

Table 2. Values of stress concentration coefficients in welded joints at corrosion with regard to the shape of the applied load

Таблица 3. Характеристики блоков амплитуд переменных напряжений в сварном соединении опорного блока МСП

Table 3. Features varying voltage amplitude units in the welded joint of the support joint of MSP unit

Коррозионные повреждения металлических изделий, работающих в морских условиях, являются одной из основных причин выхода оборудования из строя. Процессы коррозионного повреждения зачастую могут привести к аварийным ситуациям, влекущим большие материальные затраты.

Одним из способов защиты металлоконструкций от коррозии является нанесение покрытий, препятствующих непосредственному контакту среды с поверхностью металлоконструкций. Этим целям служит широкая гамма лакокрасочных покрытий. За последние 20 лет на российском рынке появилось множество современных отечественных и зарубежных защитных композиций, которые могут обеспечить надежную коррозионную защиту металлоконструкций и имеют низкую скорость коррозии, не превышающую 0,05 мм/год. Однако основной проблемой применения лакокрасочных покрытий остается их ограниченная долговечность, связанная с отслаиванием и разрушением, особенно при наличии внешних механических воздействий.

Наряду с лакокрасочными композициями все больший интерес вызывают покрытия на основе протекторных металлов, наносимых на поверхности стальных конструкций методами газотермического напыления и металлизации. Формирование покрытия при этом осуществляется путем нанесения на подготовленную поверхность распыленного металла. Наиболее распространены покрытия цинка, алюминия и их сплавов, в меньшей степени нашли применение покрытия из коррозионностойких сталей. По сравнению с лакокрасочными и полимерными покрытиями металлизационные покрытия в химически активной среде имеют многократно более высокую (до 10 раз) коррозионную долговечность. Высокие анодные свойства металлизационных покрытий обеспечивают «самозалечивание» трещин и небольших (до 2–3 мм) дефектов покрытий.

Еще большей эффективностью антикоррозионной защиты обладают комбинированные металлизационно-лакокрасочные покрытия. Металлический слой в комбинированном покрытии вследствие пористости и шероховатости обеспечивает максимальную адгезию лакокрасочных материалов (так называемая пропитка), значительно повышая тем самым их долговечность. Лакокрасочные материалы (ЛКМ) наносят непосредственно на металлизационный слой без дополнительной подготовки поверхности. Нанесение поверх металлического слоя химически стойких полимерных покрытий позволяет получать защитные системы, стойкие в средах с повышенным содержанием агрессивных веществ.

В настоящее время актуальной задачей является создание долговременной антикоррозионной защиты металлоконструкций топливно-энергетического комплекса, эксплуатирующихся в морской воде, в том числе и в условиях Крайнего Севера. Спецификой применения защитных покрытий в таких условиях является наличие наряду с коррозионным фактором активного механического воздействия при трении о движущиеся ледовые массы.

Анализ действующей нормативно-технической документации показывает, что применение протекторных покрытий для антикоррозионной защиты от воздействия морской воды рекомендуют многие нормативные документы. Согласно ГОСТ 9.304-87 «Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия газотермические. Общие требования и методы контроля» в зависимости от толщины покрытия цинка или алюминия и наличия лакокрасочного покрытия срок защиты составляет 10–50 лет (табл. 1).

По ГОСТ 28302-89 «Покрытия газотермические защитные из цинка и алюминия металлических конструкций. Общие требования к типовому технологическому процессу» покрытия цинка и алюминия также рекомендованы для антикоррозионной защиты углеродистых и низколегированных сталей от воздействия морской воды (табл. 2).

СНиП 2.03.11-85 «Строительные нормы и правила. Защита строительных конструкций от коррозии» указывают, что при контакте с морской водой как среднеагрессивной средой с температурой 0–50 °С и скоростью движения до 1 м/с могут быть рекомендованы газотермические покрытия, полученные напылением цинка или алюминия толщиной 120–180 мкм с последующим окрашиванием ЛКМ II–IV групп. Для указанных случаев это эпоксидные, полистирольные, кремнийорганические, перхлорвиниловые ЛКМ.

Для конструкций морских сооружений в зоне периодического смачивания и на 1,5–2,0 м ниже уровня моря, когда морская вода является сильноагрессивной средой, рекомендуется газотермическое напыление цинка или алюминия (t = 200–250 мкм) с последующим окрашиванием ЛКМ IV группы (ЛКМ – перхлорвиниловые и на сополимерах винилхлорида, а также эпоксидные).

ОСТ 26-1102-74 «Нанесение антикоррозионных покрытий из цинка и алюминия газотермическим напылением. Типовой технологический процесс» для защиты от коррозии корпусов судов, портовых сооружений и т. п., эксплуатирующихся в морской воде, рекомендует применение алюминиевого покрытия толщиной 200–250 мкм. Срок службы должен составить не менее 15 лет.

Руководство по долговременной защите строительных стальных конструкций металлизационными и металлизационно-лакокрасочными покрытиями ЦНИИпроектстальконструкции для защиты от коррозии в морской воде рекомендует нанесение алюминиевого металлизационного покрытия толщиной 200 мкм с последующим нанесением двух слоев грунта-шпатлевки ЭП-00-10 или трех слоев лака этиноль. Ориентировочный срок службы – не менее 15 лет.

Инструкция по применению комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий для защиты стали от коррозии в атмосфере и естественных водных средах, утвержденная НИИТЛП ВНИИАвтогенмаш (Москва, 1986), рекомендует применять цинковые покрытия для защиты от коррозии в морской воде при температуре не свыше 50 °С. Цинковые покрытия в морской воде, эксплуатирующиеся в теплых морях, не подвергаются обрастанию. Рекомендуемая толщина цинкового покрытия составляет 20–250 мкм.

Системы металлизационно-лакокрасочных покрытий, рекомендуемые для морской воды, представлены в табл. 3.

В РД ГМ-01-02 «Руководящий документ по защите от коррозии механического оборудования и специальных стальных конструкций гидротехнических сооружений» (Москва, 2002) также рекомендуются комбинированные покрытия (табл. 4).

Представленный анализ нормативно-технической документации свидетельствует о том, что нанесение покрытия цинка или алюминия создает надежную и долговременную антикоррозионную защиту металлоконструкций, эксплуатирующихся в морской воде.

Однако в указанных нормативных документах не уточняют состав материала покрытия, предпочтительного для работы в морской воде.

Для проверки адекватности предлагаемых толщин покрытий и выявления специфики формирования оксидного слоя в настоящей работе были исследованы покрытия, полученные путем электродугового напыления проволок из Zn (99,995 %) и Al (99,99 %), а также из сплавов Zn-Al (15 %), Аl-Mn (2 %) и Al-Mg (5 %).

Металлизационные покрытия наносили на образцы из стали 30 размером
25 х 50 х 2,5 мм со всех сторон. Подготовка образцов, нанесение покрытия и контроль его свойств соответствовали ГОСТ 28302-89.

В процессе исследований образцы, покрытые металлизационным защитным слоем, подвергали выдержке с полным погружением в 3%-м водном растворе NaCl в течение 720 часов. После проведения испытаний образцы промывали в дистиллированной воде для удаления растворимых осадков, сушили при температурах от 50 до 100 °С, а затем взвешивали для определения изменения массы образцов.

Коррозионная стойкость протекторных покрытий на основе цинка и алюминия в первую очередь связана со способностью образовывать защитные слои, состоящие из плотных и хорошо сцепленных с поверхностью оксидов и гидроксидов. В результате формирования защитных слоев, покрывающих всю поверхность металла, значительно уменьшается скорость протекания коррозионных процессов.

Защитные покрытия, полученные методом электродуговой металлизации, характеризуются наличием пористости. Для оценки наличия подповерхностной коррозии, развивающейся на линии сцепления стальной поверхности с защитным покрытием, из испытанных образцов были изготовлены поперечные шлифы. На рисунке представлены фотографии металлизационных покрытий различного состава в поперечном сечении.

Анализ представленных фотографий показывает отсутствие видимых коррозионных разрушений защитного слоя в области сцепления с основным металлом. Несмотря на наличие пористости, протекание коррозионных процессов, по-видимому, сконцентрировано на наружной поверхности исследованных образцов.

Результаты замера веса исследованных образцов после коррозионных испытаний показали увеличение их массы в процессе выдержки (табл. 5). Увеличение массы образцов связано с формированием оксидного слоя на их поверхности. Его образование затрудняет определение фактических значений скорости коррозии, так как осуществить удаление продуктов окисления без повреждения неокисленного слоя не представляется возможным.

Металлизационные покрытия характеризуются определенной степенью пористости, и формирование оксидов происходит как по поверхности, так и внутри пор. Таким образом, определение скорости коррозии защитных покрытий на основе протекторных металлов требует применения расчетных методов оценки количества металла, перешедшего в оксид в процессе выдержки в коррозионной среде и обеспечившего прирост массы образцов.

Для оценки этих показателей необходимо определить характер и состав формирующихся оксидов в зависимости от механизма процесса окисления, реализующегося на покрытии заданного состава.

Коррозия цинка в нейтральных растворах солей и в воде происходит с образованием ZnCl2.4Zn(OH)2 [1]. После промывки и термической сушки образцов на поверхности остается слой ZnO плотностью 5,7 г/см3.

Процесс окисления алюминиевого покрытия, согласно данным работы [2], протекает с образованием Al2O3.3H2O. При нагреве отложение дегидратирует в соединение Al(OH)3 с плотностью 2,42 г/см3.

Металлизационный слой состава Al-Mn, выполненный с использованием проволоки АМЦ с 2 % марганца, обеспечивает более высокие прочностные свойства по сравнению со слоем из алюминия без потери коррозионной стойкости. Положительная роль интерметаллических соединений проявляется также в структурной анизотропии, способствующей торможению развития коррозии в направлении, перпендикулярном поверхности слоя. В то же время содержание марганца в сплаве, а соответственно, и в покрытии не превышает 2 %, что позволяет провести анализ продуктов коррозии аналогично слою с чистым алюминием.

При коррозии алюминия, легированного магнием в количестве до 5 % в составе покрытия, сформированного с использованием проволоки АМГ, согласно данным работы [3], в раствор переходит преимущественно магний, алюминий остается в оксидной пленке состава Al(OH)3.

Установлено [4–6], что процесс формирования оксидной пленки на образцах с покрытием Zn-Al состоит из двух основных фаз: образование ZnO + Al2O3 и/или ZnAl2O4 с последующим формированием Zn2Al(OH)6Cl.2H2O и/или Zn5(OH)8Cl2.H2O. Однако Zn2Al(OH)6Cl.2H2O и Zn5(OH)8Cl2.
.H2O в значительной степени являются промежуточными соединениями при формировании коррозионного осадка. Основным оксидом, характерным для системы Zn-Al (15 %), является ZnAl2O4, защищающий поверхность образца от коррозионного разрушения.

Расчет скорости коррозии металла протекторного слоя определяется исходя из прироста массы образца. По приросту массы образца и долевому участию неметаллических атомов в оксиде определяется масса металла защитного слоя, участвовавшего в образовании оксидной фазы. Исходя из площади образца 2960 мм2 и времени выдержки образцов 720 часов определяли массовую скорость коррозии. Затем по плотности металла защитного слоя рассчитали линейную скорость коррозии, являющуюся критерием эффективности антикоррозионной защиты. Результаты расчетов представлены в табл. 6.

Анализ полученных результатов показал, что наилучшую коррозионную стойкость показало покрытие из технически чистого алюминия, наихудшую –
сплав Zn-Al. Следует отметить, что с учетом полученной линейной скорости коррозии применение только металлизированного защитного слоя не обеспечивает указанный в нормативных документах срок службы. Это определяет важную роль полимерной составляющей в обеспечении стойкости защитных покрытий в морской воде.

Выводы

1. Для создания долговременной антикоррозионной защиты стальных металлоконструкций нормативная документация рекомендует использование металлизационных цинковых и алюминиевых покрытий, а также комбинированных металлизационно-лакокрасочных покрытий. Согласно нормативным документам срок службы покрытий достигает 30 лет.

2. Выполненные исследования свидетельствуют о том, что в условиях морской воды наименьшую линейную скорость коррозии имеют газотермические покрытия, полученные распылением технически чистого алюминия. Добавки магния и марганца в распыляемый алюминий снижают коррозионную стойкость покрытия.

3. Сопоставление данных нормативных документов и полученных в результате исследований значений линейной скорости коррозии показывает важную роль полимерной составляющей в обеспечении стойкости защитных покрытий в морской воде.

Таблица 1. Долговечность антикоррозионной защиты металлизационных покрытий, эксплуатирующихся в морской воде

Table 1. Service life of corrosion protection of metallized coatings operated in seawater

* При электродуговом напылении.

** При дополнительной защите двумя и более слоями лакокрасочного покрытия.

* With electric-arc spraying.

** With additional protection with two and more layers of lacquer-and-pant coating.

Таблица 2. Рекомендуемые толщины металлизационных покрытий при работе в морской воде

Table 2. Recommended thickness of metallized coatings during operation in marine environment

* Суммарная массовая концентрация сульфатов и хлоридов, содержащихся в морской воде, составляет 20–50 г/л. Назначение алюминиевого покрытия – для pH 4–8.

* Total mass concentration of sulfates and chlorides contained in seawater is 20-50 g/l. Purpose of aluminum coating for pH 4-8.

Таблица 3. Состав композиций для работы в морской воде

Table 3. Compositions for operation in seawater

Таблица 4. Долговечность цинковых, алюминиевых и комбинированных покрытий

Table 4. Service life of zinc, aluminum and combined coatings

Таблица 5. Результаты коррозионных испытаний защитных покрытий

Table 5. Results of protective coating corrosion tests

* Значение исключено как выпадающее и не учитывается при расчете средней величины показателей коррозии.

* The value is excluded as an outlier and is not included in calculating the average value of corrosion indicators.

Таблица 6. Обработка результатов исследований

Table 6. Study results processing

Объединение инициатив двух компаний – российского «Делана» и канадской Canusa-CPS – проходит в рамках реализации «Дорожной карты» по локализации и внедрению современных технологий и материалов, в том числе замещающих зарубежные аналоги, c целью обеспечения технологической независимости ПАО «Газпром». Этот документ специалисты ПАО «Газпром» разработали в партнерстве с коллегами из вышеуказанных производственных компаний. «Дорожная карта» была подписана летом 2016 г. на Стратегическом совещании по локализации и внедрению современных технологий и материалов на объектах ПАО «Газпром».

Производство будет организовано в Московской области на территории завода «Делан». Технологи и конструкторы Canusa-CPS предоставят российским коллегам техническую и юридическую документацию. В августе и сентябре на подмосковном предприятии провели модернизацию цеха – оснастили производство новым оборудованием для частичного производства и сборки высокотехнологичных решений, ранее выпускаемых под канадской маркой Canusa. Сотрудники завода «Делан» прошли первичное обучение у североамериканских коллег.

Старые новые знакомые

Как рассказали в АО «Делан», в первую очередь на заводе будет локализовано производство уже знакомых многим профессионалам отрасли материалов и решений – таких, как жидкие эпоксидные покрытия HBE, термоусаживающие-
ся манжеты линейки GTS и вязкоэластичные покрытия Wrapid Bond.

Эти решения в качестве пионеров локализации производства выбраны не случайно. Например, толстослойное покрытие HBE Cold Weather из линейки эпоксидных покрытий HBE может наносится при значительных отрицательных температурах на поверхность труб без предварительного подогрева. Данный тип покрытий отверждается при температурах до –20 °C. Примечательно и то, что HBE Cold Weather могут применяться не только для изоляции монтажных стыков с кольцевыми швами на прямых участках трубопроводов, но и для изоляции арматуры, фитингов, для заделки пропусков наплавленного эпоксидного покрытия и восстановления поврежденных участков покрытия.

Или, к примеру, манжеты линейки GTS, которые также могут использоваться при пониженных температурах. При их монтаже затрачивается меньше времени на нагрев и подготовку поверхности. Сама манжета «усаживается» поверх эпоксидного праймера – специального состава, обеспечивающего высокую адгезию. Наличие предустановленного замка манжеты позволяет сократить временные затраты и обеспечить правильное расположение и закрепление на ремонтируемом участке трубопровода. В результате трудозатраты также снижаются.

Технология Wrapid Bond для России и СНГ пока остается уникальной. Однако в «Делане» делают на нее большие ставки, во многом благодаря нестандартным свойствам материалов линейки Wrapid Bond. Первое отличие – при полной непроницаемости для влаги и воздуха Wrapid Bond не требует высыхания и отверждения. Материал остается относительно мягким и вязким в течение всего срока использования, однако даже при серьезных механических воздействиях вязкоупругий адгезив Wrapid Bond удаляется лишь частично. То есть даже при намеренной порче покрытия свои антикоррозионные свойства оно сохраняет! Второе отличие – форма выпуска. Покрытие Wrapid Bond может быть выполнено и поставлено как в виде лент, так и в виде полимерных растворов, которые могут наноситься на определенный поврежденный участок трубопровода без обмотки по всей окружности.

Это решение пользуется популярностью у профессионалов нефтегазовых компаний во всем мире. Wrapid Bond применяется для изоляции и защиты от коррозии кольцевых швов, отводов и фитингов сухопутных трубопроводов, а также на участках переходов «земля – воздух», где, как известно, встречаются две химически агрессивные среды. Задачи по защите подобных участков сейчас решаются, например, выполнением разных конструкций выходов газотрубопроводов из грунта и применения различных лакокрасочных и полимерных покрытий со средним сроком эксплуатации 2–3 года. Применение решений на основе вязкоупругого адгезива Wrapid Bond позволит не просто привести к инженерному единообразию все конструкции переходов «земля – воздух», но и решить вопросы совместимости изоляции и лакокрасочных покрытий, что увеличит межремонтные сроки до 30 лет. Экономия при применении Wrapid Bond может составлять до 25 % и более.

Канадская марка «заговорит» по-русски

Объединение двух компаний в производстве антикоррозионных решений –
не случайность. С начала обострения политических разногласий между Россией и странами Запада ряд зарубежных поставщиков антикоррозионных материалов ушел с российского рынка. Локализация современного производства противокоррозионных решений известной мировой марки в России позволит, во-первых, укрепить технологическую независимость ПАО «Газпром» и его дочерних обществ; во-вторых, развить инновационные малые производственные предприятия в нашей стране; в-третьих, удержать первенство канадского вендора по объемам внедрения передовых технологий и решений как внутри нашей страны, так и на мировом рынке в целом.

Большинство решений Canusa-CPS, предлагаемых к адаптации и локализации производства в России, уже несколько лет входят в реестры ПАО «Газпром» и «Газпром межрегионгаз».

Как отмечают в компании «Делан», в скором времени англоязычные названия материалов и оборудования, которые теперь будут производиться на совместной российско-канадской площадке, русифицируют и переведут на кириллицу. Не исключено также применение на упаковке и в промоматериалах двойного названия марки, также в кириллическом исполнении, например в формате «Делан – Кануса». Вопросы совместного продвижения в настоящее время обсуждаются сторонами.

Корпоративное досье 

Параллельная работа насосов большой мощности на НПС заслуживает особого внимания. Это объясняется тем, что в ряде случаев насосы работают с относительно малой подачей, что приводит к повышенной вибрации и в итоге влияет на ресурсные характеристики насоса [1–3]. Такая ситуация характерна для потребителей, у которых подачу можно обеспечить одним насосом, но насосы работают параллельно для обеспечения полной подачи в случае внезапного отказа одного из них. К таким потребителям и относятся НПС, где насосы обеспечивают непрерывность технологического процесса.

Так, на НПС перед магистральными насосами, работающими, как правило, последовательно, на входе устанавливаются подкачивающие насосы, работающие параллельно. НПС проектируются и оснащаются насосами, которые в перспективе должны обеспечить 100 % расчетных объемов нефти. Как правило, это происходит через 2–3 года после запуска нефтепровода. До этого момента идет перекачка нефти в меньших объемах. Для того чтобы избежать неприятных последствий работы насосов в зоне малых подач и низких значений КПД, нормативные документы [2] устанавливают требования, в соответствии с которыми следует применять сменные роторы на меньшие подачи: 0,5 и 0,7 от Qном. При этом достигаются режимы работы насоса не только в зоне с минимальной вибрацией, но и в зоне высоких значений КПД, что обеспечивает минимальное энергопотребление. Однако, как показала практика, это не всегда удается реализовать, и в ряде случаев НПС вынуждены эксплуатировать насосы на границе рекомендованных значений подач.

Расчет подачи насоса по потребляемой мощности электродвигателя

На каждой НПС известен общий объем перекачиваемой нефти, который, как правило, делится поровну на каждый насос. Это некорректно. Однако есть показатель, который фиксируется на НПС на каждом насосе, что позволяет определить подачу, на которой работает конкретный насос, – это потребляемая мощность каждого электродвигателя.

Покажем на примере, как воспользоваться замеренными на НПС значениями потребляемой мощности электродвигателей для определения подачи каждого из насосов, работающих параллельно. Для этого используем характеристики насосов НМП 3600-78М [4].

Потребляемая насосом мощность определяется как

N = gQH/,                                (1)

где  – плотность перекачиваемой
жидкости, кг/м3; g = 9,81 м/с2 – ускорение свободного падения; Q – подача, м3/с; H – напор, м;  – КПД насоса.

В паспорте насоса характеристика мощности приведена, как правило, при работе на воде с плотностью w = 1000 кг/м3. На нефтеперекачивающей станции насос работает на нефти с плотностью .

Поэтому потребляемая насосом мощность при работе на нефти

N =  Nw,                                              (2)

где  = /w – относительная плотность нефти; Nw – потребляемая насосом мощность при работе на воде.

На рис. 1 приведены совмещенные мощностные характеристики пяти насосов НМП 3600-78М, полученные при сдаточных испытаниях на стенде при их работе на воде.

Из графика видно, что зависимость потребляемой насосом мощности от подачи линейная. Там же показано уравнение прямой линии, аппроксимирующей эту зависимость:

Nw = 0,146Qw + 431,9.                      (3)

Мощность, потребляемую каждым насосом при работе на НПС, можно найти следующим образом. На НПС фиксируется потребляемая за 1 час электродвигателем каждого насоса электроэнергия Е, кВт.ч. Поскольку фиксация идет за 1 час, то мощность, потребляемая электродвигателем от сети Nэ (а она в течение часа меняется мало), будет численно равна E.

Мощность, потребляемая электродвигателем насоса при объемной подаче нефти Q на станции, равна:

Nэ =  (0,146Q + 431,9)/э,                    (4)

поэтому подача насоса:

Q = (Nээ/ – 431,9)/0,146.                    (5)

Для расчетов по этой формуле можно принять э = 0,95,  = 0,85.

Более точный пересчет характеристик насоса на нефть с некоторой вязкостью можно выполнить по методике, приведенной в [5].

Представленная методика многократно проверена по результатам измерений на НПС суммарных объемных расходов нефти и потребляемой электроэнергии каждым из параллельно работающих насосов НМП 3600-78М. По одной из НПС погрешность рассчитанных объемных расходов нефти и измеренных расходомерами не превышала 2 %.

Это позволяет рекомендовать использование предлагаемого способа для контроля подачи насоса и для выявления работы насоса в нежелательной зоне НПС, не имеющих расходомеров для каждого насоса.

Оптимизация параллельной работы насосов на НПС

Как уже упоминалось, по нормативным документам [2] рекомендуется применять сменные роторы, если предполагается длительная работа на режимах малых подач. Однако в некоторых случаях режимы работы насосов на НПС таковы, что применение сменных роторов не может обеспечить требуемые режимы перекачки. В этом случае представляют интерес возможные режимы параллельной работы насосов, имеющих отличающиеся характеристики. При параллельной работе насосов давление в точке слияния потоков одинаковое для обоих насосов. Поэтому подачи насосов складываются при постоянном напоре. Это будет справедливо в случае, если трубопроводы от фланца нагнетания насоса до точки слияния потоков имеют незначительные сопротивления, которые вносят незначительные коррективы в напорные характеристики.

Рассмотрим конкретный пример. На рис. 2 приведены характеристики насоса НМП 3600-78 и такого же насоса со сменным ротором на подачу 2400 м3/ч (НМП 2400-78).

Аппроксимируем напорные характеристики уравнениями, чтобы можно было оперировать суммарной характеристикой двух насосов аналитически.

Напорная характеристика насоса НМП 3600-78 выражается уравнением:

H = 97 – 0,0032Q – 6.10-7Q2,

а насоса НМП 2400-78 – уравнением:

H = 115 – 0,031Q – 9.10-7Q2.

Для удобства анализа параллельной работы насосов выполним сложение этих характеристик, для чего воспользуемся их представлением в виде зависимости подачи от напора (рис. 3). Построенные линии тренда для этих данных описываются следующими выражениями:

для насоса НМП 3600-78

Q = –2,3411H2 + 235,39H – 595,39;

для насоса НМП 2400-78

Q = –0,372H2 + 2,9936H – 4544,7.

На рис. 4 приведены напорные характеристики этих насосов и суммарная характеристика, полученная сложением. Сложение подач выполнялось аналитически при постоянных напорах с использованием выражений, полученных при аппроксимации характеристик, приведенных на рис. 3.

В соответствии с [1] предпочтительный по подаче диапазон работы насоса НМП 3600-78 составляет Q = 2400K 4300 м3/ч, а насоса НМП 2400-78 – Q =1680K 2880 м3/ч.

Если необходимо перекачивать суммарное количество нефти, например 4400 м3/ч, то при работе двух насосов НМП 3600-78 подача каждого из них в идеальном случае, что на практике бывает весьма редко, составит 2200 м3/ч, т. е. они работают в соответствии с [1] за пределами предпочтительного диапазона. В случае параллельной работы насосов с основным и сменным ротором, как видно из рис. 4, оба насоса будут работать в предпочтительном по подаче диапазоне: НМП 3600-78 – на подаче 2400 м3/ч, а НМП 2400-78 – на подаче 2030 м3/ч.

Таким образом, оснащение одного из подпорных насосов сменным ротором на уменьшенную подачу обеспечивает необходимые режимы перекачки различных объемов нефти и расширяет диапазоны их работы с минимальной вибрацией, а также способствует экономии энергопотребления, так как оба насоса работают с бльшими значениями КПД, чем в случае двух одинаковых насосов. Такой способ регулирования работы НПС следует рекомендовать для внесения в нормативные документы, которыми руководствуется обслуживающий персонал нефтеперекачивающих станций.

Выводы

1. Разработана простая и доступная для персонала НПС методика определения объемного расхода нефти, перекачиваемой каждым из параллельно работающих насосов, по его паспортной мощностной характеристике и замерам потребляемой за 1 час электродвигателем насоса электроэнергии. При использовании конкретной мощностной характеристики каждого установленного на НПС насоса погрешность определения расхода по нагрузке двигателя будет составлять менее 2 %.

2. Методика может быть рекомендована и адаптирована для любых насосов, установленных на НПС.

3. Методика может быть рекомендована не только для насосов НПС, но и для насосов, установленных в любых системах, где нет непосредственного измерения расхода перекачиваемой жидкости.

4. Оснащение одного из подпорных насосов сменным ротором на уменьшенную подачу обеспечивает необходимые режимы перекачки различных объемных расходов нефти и расширяет диапазоны работы насосов с минимальной вибрацией, а также способствует экономии энергопотребления.

Вопрос износостойкости скважинного насосного оборудования всегда имел важное значение, а в связи с повсеместной интенсификацией добычи нефти его актуальность только возросла. Интенсификация добычи нефти требует повышения депрессии на пласт; это приводит к разрушению скелета пласта и увеличению выноса механических примесей вместе с пластовой жидкостью, что приводит к выходу оборудования из строя. Например, в ООО «РН-Пурнефтегаз» отказ УЭЦН по причине коррозионно-эрозионного износа составляет около 40 % [1].

На износостойкость УЭЦН существенное влияние оказывает конструкция его рабочих узлов.

На сегодняшний день оборудование для эксплуатации скважин выпускается на основе единых технических требований (ЕТТ) компаний, в частности ЕТТ 6-й редакции компании «Роснефть». Для скважин, осложненных выносом механических примесей, этими ЕТТ предусмотрен один тип материала для изготовления ступеней ЭЦН – никелевый чугун (нирезист). Ступени из нирезиста выполняются с помощью литья с последующей сложной механической обработкой. Стоимость таких ступеней велика, а износостойкость не всегда удовлетворяет нефтяников, в связи с чем продолжаются работы по созданию новых конструкций ступеней ЭЦН и подбору оптимальных технологий и материалов для их изготовления.

Для решения вопроса о возможности использования ступеней для условий добычи нефти, осложненных выносом механических примесей, изготовленных не из нирезиста, в лаборатории скважинных насосных установок кафедры машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени (НИУ) И.М. Губкина были проведены соответствующие исследования.

Испытаниям были подвергнуты ступени, выполненные из нирезиста (по технологии литья в землю) (рис. 2) и из нержавеющей стали (штампосварная конструкция) (рис. 3), имеющие одинаковые номинальные значения по подаче.

Задачей сравнительных испытаний двух однотипных изделий является определение и сравнение скорости износа при равных условиях эксплуатации. Помимо этого задачей настоящей работы было установление влияния износа ступеней на характеристику и сравнение комплексных характеристик ступеней ЭЦН 5-го габарита среднего дебита (100 м3/сут).

Испытания проводились на стенде, схема которого представлена на рис. 4, в два этапа: 1) испытания, в ходе которых снимались комплексные характеристики, и 2) испытания на модельной жидкости, содержащей определенное количество механических примесей.

Испытания по получению комплексной характеристики проводились по методике, указанной в ГОСТ 6134-87 [2]. Количество уровней расходов жидкости (подачи насоса) составляло не менее 8. Испытания начинались при полностью закрытой задвижке на нагнетательном патрубке 7 (рис. 4) и проводились до режима «полностью открытая задвижка». Количество повторов экспериментов для построения осредненной комплексной характеристики выбиралось равным трем для каждой серии. Анализ полученных комплексных характеристик показал, что они практически полностью совпадают с паспортными для ступеней типа 10.1ЭЦНД5-100 и ЭЦНАИ-5-100, соответственно, что подтверждает требуемую для проведения испытаний точность лабораторного стенда.

При испытаниях на износ стенд работал на модельной жидкости, которая состояла из технической воды и механических примесей.

В качестве абразивных частиц использовались кварцевый песок и проппант, размер их гранул и концентрация в модельной жидкости определялись методикой испытаний: концентрация составила
10 г/л (5 г кварцевого песка 100 Mesh + 5 г проппанта 16/20). Время работы ступеней в модельной жидкости составляло 6 часов при частоте вращения вала стенда 2910 об/мин. После окончания времени работы на модельной жидкости последняя сливалась, стенд промывался чистой водой и проводились работы по построению комплексной характеристики ступеней.

В процессе испытаний на износ определялось изменение массы сборки ступеней. Результаты испытаний должны были дать ответ на вопрос о пригодности ступеней, выполненных из нержавеющей стали с помощью штампосварных технологий, для работы в осложненных выносом механических примесей условиях, т. е. о возможности использования таких ступеней в качестве износостойкого оборудования.

Скорость (интенсивность) износа определялась как отношение потери массы ступени ЭЦН за время испытаний на износ (табл.) и времени испытаний, которое составляло 12 часов.

Сравнительная износостойкость определялась сравнением скорости износа ступеней из нержавеющей стали и из нирезиста.

Анализ комплексных характеристик ступеней ЭЦН, выполненных по различным технологиям, показал:

1) гидродинамические характеристики ступеней мало меняются после гидроабразивного износа рабочих колес и направляющих аппаратов; наблюдается даже некоторое улучшение характеристик (увеличение КПД и напора на 4–5 %), что связано с уменьшением шероховатости поверхности рабочих каналов рабочих колес и направляющих аппаратов;

2) незначительное изменение гидродинамических характеристик изношенных ступеней сопровождается очень значительным изменением виброскорости при работе сборок ступеней; расчетные показатели дополнительной радиальной нагрузки, возникающей за счет увеличения зазора в паре «втулка рабочего колеса – расточка направляющего аппарата» в 0,5 мм, составляют 4,5 Н на ступень из нержавеющей стали и 7,7 Н – для ступени из нирезиста. Для секции из 200 ступеней дополнительная радиальная нагрузка составит 0,9–1,53 кН, что может привести к аварийной ситуации.

По результатам исследований сделаны следующие выводы:

• износостойкость ступеней, выполненных методом «штамповка + сварка» из нержавеющей стали, выше, чем износостойкость ступеней, выполненных методом литья из никелевого чугуна (нирезиста). Скорость износа штампосварных ступеней составила 0,091 и 0,108 г/ч для рабочих колес и направляющих аппаратов, соответственно; скорость износа ступеней из нирезиста составила 0,21 и 0,225 г/ч для рабочих колес и направляющих аппаратов, соответственно;

• двухопорные ступени ЭЦН, выполненные по технологии «штамповка + сварка» из нержавеющей стали, обладают высокой износостойкостью и могут быть рекомендованы для работы в скважинах, осложненных выносом абразивных механических примесей с концентрацией до 1 г на 1 л пластовой жидкости;

• износ деталей ступеней из нирезиста создает значительно бльшие вибрационные нагрузки, чем аналогичный износ ступеней из нержавеющей стали;

• перспективность применения ступеней из стали вместо нирезиста для условий добычи нефти со значительным содержанием механических примесей делает необходимым включение в единые технические требования дополнений в части использования материалов для изготовления ЭЦН.

Массы рабочих колес и направляющих аппаратов до и после испытаний на износ

Weights of impeller and guide vanes before and after the wear test

Грядет 10-й год работы этого коллектива в сфере производства и поставок технологического оборудования газоподготовки для топливно-энергетического комплекса и других отраслей промышленности. С какими результатами входит «ЭНЕРГАЗ» в свой юбилейный год? Этот вопрос и стал поводом для статьи.

На протяжении нескольких лет мне довелось вблизи наблюдать энергазовцев в деле, ощущать их человеческий и профессиональный настрой в самых сложных ситуациях становления и развития компании. Поэтому с полным основанием могу констатировать: эта сплоченная команда вызывает искреннее уважение своей способностью сочетать коллективную волю, личное упорство и профессиональную целеустремленность. Глубокое знание производства и инженерная ответственность за качество своих проектов – эти рабочие и жизненные принципы вошли здесь в повседневную норму.

Но это только одна правда. Во многих семьях с укоризной скажут: «Дорогой мой, ты отдал «ЭНЕРГАЗу» столько лет! И столько времени провел в командировках…» Как бы там ни было, эти две жизненные правды накрепко соединились в непреложную истину: энергазовцы выбирают свое дело не только по судьбе, но и по призванию. А значит, не считаясь со временем, они всегда и везде находятся в профессиональной готовности и нацелены на качественный результат.

«ЭНЕРГАЗ» сложился за эти годы как профессиональная инженерная корпорация – это головное предприятие «ЭНЕРГАЗ», инженерно-производственная компания «БелгородЭНЕРГАЗ», сервисно-техническая фирма «Сервис-
ЭНЕРГАЗ».

Согласованно и эффективно действуют они под единым брендом в одном из важнейших сегментов производства и поставок технологического оборудования, при том что каждый коллектив имеет четко выраженные функционал, компетенцию и зону ответственности. Этим во многом объясняются их успешное сотрудничество и товарищеская солидарность.

«ЭНЕРГАЗ» осуществляет проектирование, производство, поставку, ввод в эксплуатацию и сервисное обслуживание модульных установок и систем газоподготовки для нефтегазового комплекса, электроэнергетики, машиностроения, химической, строительной и других отраслей промышленности.

Эта Группа компаний обладает уникальным организационным и инженерным опытом, накопленным при реализации 120 проектов на территории 40 регионов России и стран СНГ. В целом начиная с 2007 г. поставлено и введено
240 установок газоподготовки.

В итоге наработана значительная практика инженерных решений по эффективному применению технологического оборудования последнего поколения на крупных электростанциях, объектах малой энергетики, в автономных центрах энергоснабжения промышленных предприятий, на объектах сбора и транспортировки ПНГ, в энергоцентрах собственных нужд месторождений, на объектах особого назначения (испытательные стенды газовых турбин и учебные центры).

И каждый проект – это не только запись в референц-листе или лаконичный абзац в официальном производственном отчете. Это всегда событие, отдельный куплет в профессиональной поэме, которая складывается по уникальным «инженерным рифмам». В «ЭНЕРГАЗе» хорошо знают: без человеческой души, концентрации опыта, сил и воли самый выдающийся технологический замысел останется лишь неживым листом бумаги.

Без личного профессионального проявления и максимального напряжения инженерные задумки создателей никогда не воплотятся в размеренной работе газовых турбин, не перейдут в энергию давления на транспортных газопроводах, не разольются теплом и электрической энергией к промышленным потребителям и домам людей. Именно с такой самоотдачей трудятся сегодня энергазовцы.

ВЫПОЛНЕННЫЕ ПРОЕКТЫ

(октябрь 2015 – сентябрь 2016)

Однако отдадим должное производственному отчету. В нем отмечены наиболее значимые объекты, на которых «ЭНЕРГАЗ» в период с октября 2015 г.
по сентябрь 2016 г. ввел в действие технологическое оборудование газоподготовки.

Энергоцентр собственных нужд на Усинском месторождении
(ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»)

В августе 2016 г. на Усинском нефтяном месторождении введен в эксплуатацию энергоцентр на базе ГТУ-ТЭЦ. Установленная электрическая мощность ГТУ-ТЭЦ составляет 100 МВт (номиналь-
ная – 125 МВт), тепловая мощность –
152,1 Гкал/ч. Генерирующее оборудование включает пять энергоблоков ГТЭС-25ПА производства АО «Авиадвигатель», каждый из которых выполнен на основе газотурбинной установки ГТЭ-25ПА мощностью 25 МВт. Тепловую мощность выдают пять котлов-утилизаторов.

Основное и резервное топливо – попутный нефтяной газ. Необходимое качество газа в соответствии с проектными параметрами по чистоте, температуре и давлению обеспечивает многофункциональная система газоподготовки «ЭНЕРГАЗ», в состав которой входят дожимная компрессорная станция (ДКС) и блочный пункт подготовки газа (БППГ).

БППГ (фото 1) предназначен для фильтрации и измерения расхода газа, укомплектован двухлинейным узлом коммерческого учета, сепаратором-пробкоуловителем и блоком фильтрации. Степень очистки газа составляет 100 % для жидкой фракции и 99,8 % для твердых частиц размером более 10 мкм. Дополнительный функ-
ционал – подготовка топлива для котельной собственных нужд. С этой целью БППГ оснащен узлом подогрева газа и системой редуцирования. Производительность пункта – 2430…24 059 м3/ч.

После предварительной подготовки основной поток газа направляется в ДКС, которая компримирует газ до давления в диапазоне 4,5–5,0 МПа и подает его в турбины ГТУ-ТЭЦ. ДКС состоит из трех компрессорных установок (КУ) винтового типа. Каждая КУ производительностью 23 794 м3/ч рассчитана на 100%-ную нагрузку от общего объема топлива, подаваемого на энергоблоки. Расход газа корректируется двухуровневой системой регулирования.

СКНС Талаканского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

На двух объектах Талаканского месторождения (ДНС-2 и ЦПС) проведена реконструкция компрессорных станций низких ступеней сепарации (СКНС). В рамках проекта специалисты «ЭНЕРГАЗа» ввели в действие две компрессорные установки низкого давления (фото 2).

КУ производительностью по 3500 м3/ч сжимают низконапорный (–0,02 МПа изб.) попутный нефтяной газ и закачивают его под давлением 0,7 МПа в транспортный газопровод.

Очистку газа на входе в каждый компрессор выполняет высокоэффективный сепаратор (двухступенчатый фильтр-скруббер) с автоматической дренажной системой. С учетом отрицательного давления на всасывании КУ снабжены датчиками кислорода для контроля его содержания в сжимаемом газе.

СКНС Северо-Лабатьюганского месторождения
(ОАО «Сургутнефтегаз»)

«ЭНЕРГАЗом» также осуществлен пуск двух компрессорных установок с аналогичными техническими характеристиками и функционалом. Эти КУ (фото 3)
составили основу СКНС, недавно построенной на Северо-Лабатьюганском месторождении (район ДНС-3).

Стенды для испытаний газовых турбин (ЗАО «Невский завод»)

В Санкт-Петербурге на «Невском заводе» испытательные стенды газовых турбин оснащены новой компрессорной станцией от компании «ЭНЕРГАЗ». ДКС топливного газа (фото 4) подготавливает и подает газ необходимой чистоты и температуры в испытуемые газовые турбины под давлением в диапазоне 1,5–4,3 МПа.

Это оборудование газоподготовки произведено по специальному проекту и успешно функционирует в условиях разной продолжительности испытаний ГТУ и высокой интенсивности запусков и остановов.

Производительность ДКС достигает 11 тыс. м3/ч и контролируется двух-
уровневой системой регулирования: в диапазоне 15…100 % – золотниковым регулированием компрессора, в диапазоне 0…15 % – байпасной линией с перепускными клапанами. Блок фильтрации обеспечивает соответствие топлива установленным параметрам: содержание механических примесей в газе на выходе ДКС – не более
2 мг/кг, степень очистки от капельной влаги и твердых частиц размером более 10 мкм – 100 %.

Отметим, что за последние годы специалисты «ЭНЕРГАЗа» оснастили компрессорными станциями стенды испытаний газовых турбин ПАО «Протон – Пермские моторы» и АО «ОДК – Газовые турбины».

ГТУ-ТЭЦ на Центральной ТЭЦ
г. Санкт-Петербурга (ОАО «ТГК-1»)

На площадке ЭС-1 Центральной ТЭЦ построена ГТУ-ТЭЦ на базе двух современных энергоблоков суммарной электрической мощностью 100 МВт, тепловой – 100 Гкал/ч. В составе каждого блока – газотурбинная установка Siemens SGT-800 и водогрейный котел-утилизатор.

Компания «ЭНЕРГАЗ» подготовила к эксплуатации ДКС для компримирования и подачи топливного газа в турбины ГТУ-ТЭЦ под рабочим давлением 3,3 МПа.
В составе этой компрессорной станции три КУ производительностью по
2,655 кг/с (фото 5).

ГТУ-ТЭЦ в Санкт-Петербурге стала 60-м энергогенерирующим объектом, где применяется оборудование газоподготовки «ЭНЕРГАЗ». Единичная электрическая мощность турбин на этих энергоблоках представлена диапазоном от 3,5 до 175 МВт, суммарная же мощность превысила 4200 МВт.

СКНС Алехинского месторождения (ОАО «Сургутнефтегаз»)

В составе СКНС Алехинского месторождения (район ЦПС) действуют четыре компрессорные установки низкого давления (фото 6), поставленные и введенные в эксплуатацию «ЭНЕРГАЗом». Эти КУ производительностью по 7000 м3/ч осуществляют доочистку, сжатие и закачку нефтяного газа в транспортный газопровод под давлением 1,7 МПа.

Ранее единственным источником низконапорного ПНГ для СКНС был цех подготовки и перекачки нефти. Теперь для сбора и компримирования газа от других объектов проведена модернизация КУ. Реконструирована система входных газопроводов с монтажом переключающей арматуры и датчиков давления, модифицированы система автоматизированного управления нижнего уровня (САУ КУ) и САУ верхнего уровня, разработано и установлено новое программное обеспечение.

ПРОЕКТЫ НА СТАДИИ РЕАЛИЗАЦИИ

В настоящее время на различных стадиях готовности к пуску (поставка, монтаж, пусконаладка, испытания) находятся еще 44 установки подготовки и компримирования газа.

Энергоцентр «Ярега» («ЛУКОЙЛ-
Коми»). Для энергоцентра, строящегося на Ярегском нефтетитановом месторождении, «ЭНЕРГАЗ» поставил и готовит к эксплуатации САУ газоснабжения и систему комплексной газоподготовки (ДКС и БППГ). Это оборудование обеспечит топливным газом ГТУ-ТЭЦ электрической мощностью 75 МВт и тепловой – 79,5 Гкал/ч.

Испытательный стенд АЛ-31СТ («УМПО»). На стенде проходят эквивалентно-циклические испытания газотурбинных двигателей АЛ-31СТ.
В рамках модернизации объект будет оснащен дожимной КУ, предназначенной для снабжения газогенератора испытуемых турбин газом с установленными параметрами по давлению, расходу и температуре.

Восточно-Уренгойский лицензионный участок («Роснефть»). На площадке УКПГиК будет функционировать многомодульная установка подготовки топливного газа «ЭНЕРГАЗ». УПТГ, состоящая из 8 блоков, обеспечит газоснабжение более 10 объектов. Это газотурбинная электростанция, установка низкотемпературной сепарации, котельная, установка стабилизации конденсата, ДКС низконапорных газов, установка регенерации метанола и другие.

ГТЭС Южно-Нюрымского м/р («Сургутнефтегаз»). На строящейся газотурбинной электростанции собственных нужд готовится к монтажу ДКС ангарного типа. Компрессорная станция служит для подготовки и подачи попутного нефтяного газа в турбины энергоагрегатов «Урал-4000» производства
АО «Авиадвигатель».

ТЭЦ «Восточная», Владивосток («РАО ЭС Востока»). Газотурбинный энергоблок новой станции, созданный на базе трех ГТУ LM6000 PF Sprint
(GE Energy), оснащается системой газоподготовки «ЭНЕРГАЗ» (фото 7). Технологическое оборудование включает три двухступенчатые КУ, блочный пункт подготовки газа и газовый ресивер.

Восточно-Мессояхское м/р («Газпромнефть-Развитие»). Здесь «ЭНЕРГАЗ» выполняет сразу два проекта: 1) на ЦПС готовятся к вводу 2 КУ для компримирования попутного газа концевой ступени сепарации и газа из сеноманской воды; 2) в составе ГТЭС месторождения предпусковую подготовку проходит установка подготовки топливного газа, состоящая из 4 КУ ангарного типа.

Советское и Вахское м/р («Томскнефть»). На установках предварительного сброса воды (УПСВ-3 и УПСВ-4) запускаются вакуумные компрессорные станции (фото 8). ВКС предназначены для сбора и транспортировки низконапорного ПНГ. Ранее «ЭНЕРГАЗ» ввел в эксплуатацию аналогичное оборудование на УПСВ-5 и УПСВ-9.

Могилевская ТЭЦ-1 («Могилевэнерго»). Станция модернизируется с возведением современной парогазовой установки. Подготовку топлива для ПГУ будет выполнять пункт подготовки газа (фото 9), состоящий из системы фильтрации, двух компрессорных установок и подземного резервуара для сбора конденсата и шлама.

Пякяхинское м/р («ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Для работы в составе компрессорной станции нефтяного газа «ЭНЕРГАЗ» поставил и готовит к вводу 9 КУ различного функционального назначения и типа (винтовые, поршневые). Это оборудование обеспечит сжатие и транспортировку ПНГ 1-й и 2-й ступеней сепарации от УПН, газа от концевой сепарационной установки, а также газа деэтанизации конденсата.

Энергоцентр завода микроэлектроники «Ангстрем-Т». В Зеленограде на площадке научно-производственного комплекса АО «Ангстрем-Т» построен собственный центр энергоснабжения –
автономная газопоршневая электростанция и котельная. Топливо будет поступать через многофункциональную систему подготовки газа «ЭНЕРГАЗ» (фото 10), которая объединяет входной блок фильтрации, пункт учета газа, систему тонкой очистки и ДКС.

ТСЖУ Большехетской впадины
(«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»). Транспортная система жидких углеводородов с месторождений Большехетской впадины оснащена КС низкого давления для компримирования и закачки в газопровод попутного газа, поступающего с концевой сепарационной установки. Ведется подготовка оборудования к испытаниям в составе объекта.

ТЭЦ Национального исследовательского университета «МЭИ», Москва. «ЭНЕРГАЗ» принимает участие в реконструкции ТЭЦ МЭИ. В рамках этого проекта будет построена ПГУ мощностью 10 МВт. Для обеспечения нового парогазового энергоблока газовым топливом на эксплуатационную площадку доставлена компрессорная установка.

ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р («Роснефть»). На месторождении возводится газотурбинная электростанция мощностью 24 МВт. Очистку, сжатие и подачу ПНГ в турбины будет осуществлять установка компримирования топливного газа «ЭНЕРГАЗ». УКТГ размещается в отдельном здании, включает систему газоподготовки и компрессорный блок, состоящий из четырех КУ.

Учебный центр ОАО «Сургутнефтегаз». В составе тренажерного полигона будет функционировать компрессорная установка-симулятор, предназначенная для компримирования атмосферного воздуха в целях демонстрации технологических процессов при сборе и трубопроводном транспорте газа. КУ может действовать в двух режимах – обучение и экзамен.

Добавим также, что в Группе компаний «ЭНЕРГАЗ» значительно наращивается объем плановых работ по комплексному техническому обслуживанию установок и систем газоподготовки, дожимных компрессорных станций и пунктов подготовки топливного газа.

РАЗВИТИЕ СЕРВИСА

По состоянию на 1 августа 2016 г. общая наработка действующих установок «ЭНЕРГАЗ» составила 6 818 000 часов. Естественно, что для нормальной эксплуатации и полной выработки ресурса технологического оборудования требуются своевременное сервисное обслуживание, а также – при необходимости – модернизация, доукомплектование, текущий или капитальный ремонт (фото 11).

В группе «ЭНЕРГАЗ» эти обязанности выполняет сервисно-технический дивизион, созданный еще в 2008 г. Только за прошедшие 12 месяцев мобильные группы специалистов «СервисЭНЕРГАЗа» осуществили более
40 выездов для проведения сервисных мероприятий на различных объектах, включая удаленные и труднодоступные (Крайний Север, Дальний Восток и др.).

В 2016 г. открыто новое направление –
реализуется Программа по предоставлению услуг долгосрочного сервиса. Заключены первые длительные контракты (сроком на 36 месяцев) на проведение послегарантийного ТО установок подготовки и компримирования газа.

Ширится признание квалификации и инженерного опыта энергазовцев со стороны заказчиков. Помимо техобслуживания установок, поставленных «ЭНЕРГАЗом», «СервисЭНЕРГАЗ» все чаще приглашается для комплексного сервиса на оборудовании других поставщиков и производителей.

Так, нынешним летом выполнены работы на трех КУ (поставка «НОЭМИ»), действующих в составе компрессорной станции № 4 «Западный Тэбук»
ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Также проведено комплексное обслуживание пяти газодожимных установок (поставка «НОЭМИ» и НПК «Уникмаш»), функционирующих на трех объектах ТПП «Покачевнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – это вакуумная компрессорная станция № 4, газовая компрессорная станция, газотурбинная электростанция.

***

Предстоящий 10-й год своей производственной биографии энергазовцы связывают с дальнейшим укреплением сотрудничества. И через эту публикацию передают свой искренний профессиональный привет и большую благодарность всем коллегам и партнерам за совместный труд по развитию энергетики и нефтегазовой отрасли нашей страны.

В нефтяной промышленности существует большой выбор методов, направленных на повышение коэффициента извлечения нефти. Одним из наиболее популярных методов, позволяющих обеспечить вытеснение нефти и поддержание пластового давления, является заводнение. Его популярность объясняется несколькими причинами:

• доступностью агентов нагнетания;

• относительной простотой реализации;

• относительно высокой нефтеотдачей.

При этом нагнетаемая вода требует предварительной подготовки перед закачкой в пласт, так как неподготовленная вода может привести к необратимому снижению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта и приемистости скважин. Основные причины ухудшения фильтрационно-емкостных свойств при закачке воды могут быть разделены на несколько групп по типу воздействия [4, 11] (табл.).

Ухудшение фильтрационных свойств пласта при нагнетании неподготовленной воды существенным образом влияет на технологические показатели разработки. При этом на сегодняшний день основным инструментом прогнозирования технологических показателей разработки является трехмерное гидродинамическое моделирование. Отсутствие возможности учета большинства представленных причин снижения ФЕС при моделировании приводит к получению завышенных прогнозных технологических показателей разработки.

Известно несколько работ отечественных [3] и зарубежных авторов [5], направленных на учет снижения продуктивности за счет различных процессов, возникающих при нагнетании воды. Например, в работе [2] определение степени ухудшения фильтрационных свойств, а также форма зоны поражения пласта определяются по параметрам, замеряемым на устье скважины. В работе [5] модифицированные значения ФЕС используются при расчете уравнений материального баланса. Однако существующие подходы не позволяют в полной мере учесть сложные процессы фильтрации флюидов, происходящие в пласте при наличии высокой неоднородности ФЕС, а также при неравномерном распределении давления в залежи. Поэтому в статье предлагается подход, который позволяет использовать гидродинамические симуляторы для учета механизмов поражения пласта при прогнозировании технологических показателей разработки.

В работе [2] проводится комплексный анализ причин ухудшения проницаемости при нагнетании воды и делается вывод, что основным механизмом поражения пласта является воздействие взвешенных частиц, которое заключается в осаждении частиц в порах и, следовательно, снижении площади поперечного сечения фильтрационных каналов [1]. При превышении определенного размера частиц возможна полная блокировка каналов (рис. 1) [5].

Динамика снижения проницаемости может быть разной в зависимости от концентрации и размеров взвешенных частиц, содержащихся в нагнетаемой воде. При закупоривании поровых каналов крупными частицами происходит достаточно резкое снижение проницаемости (рис. 2), в то время как осаждение частиц в порах пласта характеризуется более плавным изменением фильтрационных свойств (рис. 3). Разные процессы снижения проницаемости при нагнетании воды c содержанием взвешенных частиц подтверждаются в работах различных специалистов, занимавшихся данной проблемой [10].

Требования к качеству подготовки нагнетаемой воды определяются в лабораторных условиях на образцах керна, однако, к сожалению, не всегда нефтегазовые компании проводят подобные исследования, даже когда это необходимо. По этой причине в работе [4] был проведен анализ с целью выявления диапазонов размеров частиц в зависимости от проницаемости пород, которые обусловливали бы тот или иной процесс снижения фильтрационных свойств. По результатам анализа в работе [8] сделан вывод, что резкое снижение проницаемости возможно, когда средний размер частиц превышает , где k – проницаемость образца керна. Снижение проницаемости за счет осаждения частиц внутри образца происходит при размере частиц, находящихся в диапазоне  – . Предлагаемые зависимости могут быть использованы как экспресс-метод оценки возможного поражения пласта, но для получения более точных данных по конкретному месторождению рекомендуется проводить лабораторные исследования на образцах керна.

Результаты лабораторных исследований керна показывают, что проницаемость может снижаться в значительной мере при нагнетании воды низкого качества, что, соответственно, приведет к снижению приемистости нагнетательных скважин, а также к закупориванию фильтрационных каналов в межскважинном пространстве. Результатом загрязнения пласта при закачке неподготовленной воды может являться снижение эффективности системы поддержания пластового давления, падение темпов отбора нефти и изменение охвата пласта воздействием.

Для повышения точности прогнозирования технологических показателей разработки при заводнении был разработан подход, позволяющий учесть снижение фильтрационных свойств на основе использования опции закачки трассеров и расчета объемов жидкости, фильтрующейся через грани ячеек в гидродинамическом симуляторе. Подключение опции закачки трассеров позволяет определить долю воды в ячейке с содержанием взвешенных частиц, в то время как расчет объемов перетоков жидкости через грани ячеек позволяет сделать вывод о количестве прокачанных поровых объемов. Для оценки степени снижения фильтрационных свойств используется зависимость проницаемости от количества прокачанных объемов жидкости через образец керна, получаемая в ходе лабораторных исследований.

Предлагаемый алгоритм учета механизмов снижения проницаемости пласта при нагнетании воды приведен на рис. 4.

Разработанный алгоритм позволяет учесть снижение ФЕС при закачке воды с содержанием взвешенных частиц. Реализация алгоритма требует значительного количества итераций, число которых для различных месторождений будет отличаться и определяется размером шага. Для автоматизации данного процесса был разработан макрос на языке программирования VBA на базе MSExcel, который позволяет обрабатывать данные расчета гидродинамического моделирования, проводить оценку снижения ФЕС в зависимости от прокачанных поровых объемов, модифицировать распределение проницаемости и запускать новый расчет.

Предлагаемый подход был апробирован для условий месторождения с высокой степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств, где применяется заводнение. Проницаемость пород в модели варьирует от 0,1.10-3 мкм2 до 2,5 мкм2, что приводит к неравномерной выработке запасов углеводородов и нагнетанию значительных объемов воды в наиболее проницаемые части пласта. В исследовании рассматривались два сценария:

• базовый вариант – без учета влияния качества нагнетаемой воды на технологические показатели разработки;

• вариант 1 – с использованием предлагаемого алгоритма для учета низкого качества нагнетаемой воды.

Для нагнетания воды в пласт на месторождении сформированы несколько рядов нагнетательных скважин, при этом проект разработки не предполагает 100%-й компенсации отборов закачкой.

При моделировании использовалась зависимость проницаемости от количества прокачанных поровых объемов воды, представленная на рис. 5 [7].

Сравнение технологических показателей проводилось за 15-летний период разработки.

В рассмотренном примере моделирование заводнения с учетом поражения пласта взвешенными частицами приводит к снижению прогнозируемой накопленной добычи нефти более чем на 4 %. Основная причина снижения темпа отбора запасов связана со снижением приемистости нагнетательных скважин и снижением проницаемости в межскважинном пространстве. Наиболее сильная степень поражения пласта наблюдается в районе нагнетательных скважин (рис. 7), так как через эту часть пласта фильтруется наибольший объем нагнетаемой жидкости.

Выводы

Закачка воды с содержанием взвешенных частиц может приводить к снижению проницаемости пласта и оказывать существенное влияние на технологические показатели разработки. Наибольшему загрязнению подвержены зоны пласта в районе нагнетательных скважин, это обусловливает снижение их приемистости и темпов отбора запасов нефти. Разработанный алгоритм позволяет оценить влияние нагнетания воды с взвешенными частицами на динамику технологических показателей разработки. Возможность учета механизмов повреждения пласта при прогнозировании технологических показателей разработки залежи позволит запланировать и реализовать мероприятия, направленные на снижение негативных последствий закачки воды низкого качества.

Основные причины ухудшения ФЕС при закачке воды

The main reasons for the deterioration of reservoir properties (FES) for water injection

В соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 года [17] одной из основных задач нефтяного комплекса является ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при транспортировке нефти. При решении этой стратегической задачи необходимо учитывать тенденцию к увеличению доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть (СВН), природный битум (ПБ) и др.) в структуре минерально-сырьевой базы нефтяного комплекса, а также удорожание добычи и транспортировки углеводородов.

В Российской Федерации ресурсы СВН и ПБ составляют, по оценкам, приведенным в работе [14], около 30–75 млрд т. Месторождения тяжелой нефти наиболее активно разрабатываются на территории Республики Татарстан, на которую приходится 71 % СВН и ПБ в общих запасах. Примерно 80 % всей добываемой на территории Республики Татарстан нефти приходится на долю
ПАО «Татнефть» (26,2 млн т нефти) [10]. ПАО «Татнефть» накоплен большой исследовательский опыт в вопросах добычи и транспортировки тяжелых нефтей. Особое место среди разрабатываемых ПАО месторождений занимает Ашальчинское нефтяное месторождение, трудности разработки которого связаны с осложнениями, возникающими при добыче и транспортировке СВН и ПБ. В связи с увеличением объема добычи СВН и ПБ возникает острая потребность обеспечить надежный и энергоэффективный процесс их транспорта по трубопроводной системе.

Одной из перспективных технологий трубопроводного транспорта битуминозной нефти Ашальчинского месторождения является технология перекачки с разбавителем. Таким образом, исследование и совершенствование технологии трубопроводного транспорта битуминозной нефти Ашальчинского месторождения в смеси с разбавителем представляет собой актуальную научно-техническую задачу.

Методика исследований

При решении поставленных задач были использованы теоретические и экспериментальные методы исследований. Теоретические исследования включали научный анализ и обобщение современной теории и практики трубопроводного транспорта битуминозных нефтей с применением разбавителя, математическое моделирование трубопроводной системы с учетом сложных реологических параметров перекачиваемого продукта. Экспериментальные исследования включали проведение опытов в соответствии с разработанным планом экспериментальных исследований, обработку полученных результатов методами математической статистики в современных программных комплексах.

Повышение эффективности трубопроводного транспорта битуминозной нефти неразрывно связано с решением задач в области теплового и гидравлического расчета трубопроводной системы. Рассмотрены и проанализированы основные методики теплового и гидравлического расчета трубопроводов, транспортирующих нефти, обладающие повышенной вязкостью [5]. Установлено, что существующие на сегодняшний день методики нуждаются в уточнении.

Поскольку решающую роль в процессе транспорта битуминозных нефтей играют их сложные реологические свойства, произведен подробный анализ реологических моделей неньютоновских жидкостей [6, 7]. В ходе анализа установлено, что применяемый в данный момент алгоритм выбора реологической модели содержит ряд допущений (ограниченное количество реологических моделей, вариативность в назначении коэффициентов модели и т. д.). Предложены пути их устранения.

В связи с этим предлагается дополнить стандартный перечень реологических моделей моделью Карро (Carreau model) [19]:

,    (1)

где μ0, μinf, b и n являются коэффициентами модели: μ0 – коэффициент динамической вязкости при градиенте скорости сдвига, стремящемся к нулю; μinf – коэффициент динамической вязкости при градиенте скорости сдвига, стремящемся к бесконечности; b – время релаксации; с – показатель степени;  – градиент скорости сдвига; μeff – коэффициент эффективной динамической вязкости.

Кроме того, алгоритм выбора реологической модели был дополнен моделью Эллиса (Ellis fluid model) [18, 20]:

,                                     (2)

где μ0 – вязкость при нулевой скорости сдвига;  – показатель степени; 1/2 – напряжение сдвига, при котором исходная вязкость μ0 уменьшается вдвое.

Экспериментальные исследования

В ходе работы проведены исследования образцов битуминозной и маловязкой нефти Ашальчинского месторождения.

Экспериментальные исследования проводились в Центре инженерных изысканий (Санкт-Петербургский горный университет) на ротационном реометре Kinexus ultra+. Принцип действия ротационного реометра Kinexus ultra+ заключается в приложении к испытуемому образцу регулируемой деформации сдвига с целью измерения свойств текучести. Поскольку точные измерения и контроль температуры являются основным требованием практически всех реологических измерений, в составе реометра Kinexus были использованы сменные кассетные твердотельные термоэлектрические модули Пельтье [15].

Экспериментальные данные подверглись статистической обработке в программном комплексе Statistica 10. Выбор реологической модели производился по алгоритму, приведенному в работах [2–4, 13]. Определение параметров выбранной модели производилось по методу Хука – Дживса. При каждой итерации метод сначала определяет схему расположения параметров, оптимизируя текущую функцию потерь перемещением каждого параметра по отдельности. При этом вся комбинация параметров сдвигается на новое место. Это новое положение в m-мерном пространстве параметров определяется экстраполяцией вдоль линии, соединяющей текущую базовую точку с новой точкой. Размер шага этого процесса постоянно меняется для попадания в оптимальную точку. Этот метод обычно очень эффективен, и его следует использовать, если квазиньютоновский и симплекс-метод не дали удовлетворительных оценок. Полученные результаты собраны и представлены в таблице.

В ходе проведенных исследований была установлена иерархия реологических моделей для рассматриваемой нефтяной системы: от простейшей однопараметрической модели Ньютона до модели Карро, включающей четыре независимых параметра. Предложенные модели с высокой степенью точности и качественно верно описывают реологические свойства нефтяной смеси.
С увеличением температуры и концентрации разбавителя реологические модели смеси битуминозной нефти и разбавителя изменяются в следующей последовательности: модель Карро – модель Эллиса – модель Оствальда – де Вааля – модель ньютоновской жидкости. Были выявлены общие закономерности изменения параметров реологических моделей. На рис. 1 представлено двумерное поле реологических моделей исследуемых нефтяных смесей в координатах «температура смеси – концентрация разбавителя».

В целях получения уравнения, позволяющего определять реологические свойства бинарной нефтяной смеси в зависимости от температуры смеси и концентрации разбавителя, были отдельно рассмотрены результаты экспериментов в области ньютоновских моделей. Распределение полученных для ньютоновских моделей значений коэффициента динамической вязкости в пространстве «коэффициент динамической вязкости – температура смеси – концентрация разбавителя» представлено на рис. 2.

Коэффициент динамической вязкости нефтяной смеси битуминозной нефти с разбавителем в зависимости от температуры смеси и концентрации разбавителя предложено определять по модифицированному уравнению Аррениуса:

μсм(T, р) = С0e(T(С1 р+С2)+(С3 р)+(р, T)),           (3)

где μсм – коэффициент динамической вязкости нефтяной смеси; Т – температура нефтяной смеси; р – концентрация разбавителя; С0, С1, С2, С3 – числовые коэффициенты; (р, Т) – поправочная функция, определяемая по результатам регрессионного анализа с учетом анализа остатков.

На рис. 3 приведены значения коэффициента динамической вязкости и поверхность, построенная по модифицированному уравнению Аррениуса (3), с учетом коэффициентов регрессии, полученных в ходе проведенного исследования.

Качество полученных зависимостей было проверено методами математической статистики. Результаты сравнения с известными зависимостями для определения коэффициента динамической вязкости показывают, что полученное решение обладает достаточной высокой точностью. Доказано, что вязкость бинарных нефтяных смесей в области ньютоновской жидкости следует определять по модифицированному уравнению Аррениуса.

На основе теоретического анализа и экспериментальных исследований разработан обобщенный алгоритм расчета режимов трубопроводной системы, по которой транспортируется битуми-
нозная нефть в смеси с разбавителем.
В алгоритме учтена возможность проявления неньютоновских свойств нефтяной смеси при пониженной температуре транспортирования или низкой концентрации разбавителя посредством использования специальных формул для определения коэффициента гидравлического сопротивления при течении неньютоновских жидкостей (формула Мецнера – Рида и формула Ирвина), а также с применением программных комплексов по вычислительной гидродинамике (COMSOL Multiphysics 5.2).
В области ньютоновского течения использовано модифицированное уравнение Аррениуса, полученное авторами работы. Еще одной отличительной особенностью алгоритма является расчет режимных параметров при различных расходах транспортируемого продукта. Большинство оптимизационных алгоритмов, получивших широкое распространение, предполагают, что массовый расход «горячей» перекачки с применением разбавителя является фиксированной величиной, в то время как при перекачке нефти центробежными насосами расход перекачки есть переменная величина и уместнее пользоваться понятием «динамическая характеристика», предложенным и обоснованным П.И. Тугуновым [4, 16] и
Н.А. Гаррис [9, 11].

При теплогидравлических расчетах учитываются технологические ограничения (по температуре начального подогрева нефтяной смеси, по расходу смеси, по концентрации разбавителя), а также влияние изменения основных параметров перекачки на режим работы основного технологического оборудования. Пересчет характеристик центробежных насосов с воды на высоковязкую нефть [1, 8, 12] осуществляется при помощи следующих коэффициентов: пересчета напора kH, пересчета расхода перекачки kQ и пересчета коэффициента полезного действия k , определяемых по следующим зависимостям:

kH = 1 – 0,128lg ,                    (4)

kQ = kH1,5,                                         (5)

k = 1 – lg ,                    (6)

где  – коэффициент; Reгр – граничное число Рейнольдса; Reп – переходное число Рейнольдса; Reн – число Рейнольдса, характеризующее течение нефти в центробежном насосе.

С учетом приведенных выше отличительных особенностей с использованием алгоритма расчета режимных параметров трубопроводного транспорта найдена совокупность рабочих состояний системы, так называемая линия рабочих режимов. На рис. 4 приведено изображение поверхности характеристики нефтеперекачивающей станции, пересекающей поверхность характеристики трубопроводной сети по линии рабочих режимов. Пунктирной линией отмечена граница области, при переходе через которую требуется выполнять пересчет характеристик центробежных насосов с воды на высоковязкую нефть.

Каждой точке на линии рабочих режимов соответствует совокупность параметров, характеризующих процесс перекачки. Минимизацию целевой функции относительно выбранного критерия оптимальности следует производить по линии рабочих режимов.
В качестве целевых функций предлагается использовать: функцию суммарных эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев (для случая Q = const) и функцию в виде разницы прибыли от перекачки заданного объема нефти и суммарных эксплуатационных затрат на перекачку и подогрев (для случая Q ≠ const).

Произведено технико-экономическое обоснование предложенного алгоритма выбора рациональных параметров транспортирования битуминозной нефти в смеси с разбавителем на примере участка действующей трубопроводной системы. В качестве такого участка был выбран участок трубопроводной системы НГДУ «Нурлатнефть» между ДНС-5 «Чумачка» и МЦПС. На дожимную насосную станцию «Чумачка» поступает нефть из различных групп месторождений, имеющих разные реологические свойства. В общем потоке происходит смешение маловязких компонентов
(р ≈ 67,7 %) с битуминозной нефтью. На участке применяется технология предварительного подогрева (Тн = 35 °С).

В результате проведенных технико-экономических расчетов получен график зависимости общих эксплуатационных затрат от температуры начального подогрева, представленный на рис. 5.

Для установившегося в трубопроводной системе расхода перекачки 579 м3/ч найдено оптимальное значение температуры начального подогрева Тн = 35 °С. Это значение на 6 °С меньше, чем при действующем режиме эксплуатации. Разница между общими эксплуатационными затратами при оптимальном и действующем режимах эксплуатации составляет 0,145 руб/с. В случае реализации оптимального режима эксплуатации это позволит обеспечить экономию средств в размере 4,57 млн руб/год.

Выводы

В работе был проведен анализ современной теории и практики трубопроводного транспорта битуминозных нефтей совместно с маловязким разбавителем. Представлены результаты проведенных авторами комплексных экспериментальных исследований реологических моделей смеси битуминозной нефти Ашальчинского месторождения и маловязкого разбавителя. На основе экспериментального материала получены и теоретически обоснованы формулы для прогнозирования реологических свойств нефтяной смеси. С учетом полученных формул составлен обобщенный алгоритм определения рациональных параметров транспортирования битуминозных нефтей совместно с маловязким разбавителем. Разработанный алгоритм применен к участку трубопроводной системы НГДУ «Нурлатнефть» между станциями ДНС-5 «Чумачка» – МЦПС. На основе сравнительного технико-
экономического анализа установлено, что выбор рациональных параметров транспорта обеспечивает повышение эффективности транспорта битуминозной нефти.

Результаты экспериментальных исследований реологических свойств смеси битуминозной и маловязкой нефти Ашальчинского месторождения

The results of experimental studies of the rheological properties of bitumen and a low-viscosity oil mixture from Ashalchinskoye field

Опорожнение участков нефте- или нефтепродуктопровода, пролегающего по местности с пересеченным рельефом, представляет собой сложную в технологическом отношении задачу [1–3]. Если просто открыть задвижку в конце участка трубопровода, то полного опорожнения его внутренней полости не произойдет, поскольку жидкость останется во всех сегментах трубы между последовательно расположенными вершинами профиля. Извлечь оставшуюся жидкость можно лишь путем дополнительного сверления трубы, однако такая операция ослабила бы несущую способность трубопровода. Можно также вытеснять нефть водой при наличии поршня на границе между двумя жидкостями, однако такой процесс привел бы к новой проблеме – как потом отделить нефть или нефтепродукт от воды и удалить воду из самого трубопровода.

Решение рассматриваемой задачи возможно путем замены вытесняющего агента – воды – каким-либо инертным газом, не образующим с парами нефти или нефтепродукта взрывоопасной смеси, например азотом [3–6]. Известно, что создание инертной газовой среды в технологических объемах является самым надежным и проверенным способом предотвращения пожаров и взрывов при проведении различного рода технологических работ, в том числе для опорожнения участков нефте- или нефтепродуктопроводов. Инертный газ обычно используют в комбинации с водяными и гелиевыми пробками, заключенными между серией поршней-разделителей. Например, впереди идет вытесняемая нефть, за ней разделитель с резиновыми или полиуретановыми манжетами, далее – гелиевая пробка, за ней – полиуретановый поршень, за которым следует моющий раствор, потом опять поршень-разделитель и, наконец, инертный газ [4, 5].

Современная система вытеснения нефти газом содержит мобильную азотную установку, предназначенную для получения газообразного азота и последующего его нагнетания в нефтепровод, поршни – разделители сред, подвижную насосную установку, предназначенную для откачки нефти из трубопровода, а также устройства контроля параметров процесса [4, 5]. В соответствии с наиболее прогрессивной технологией жидкость откачивают на одном конце участка, направляя ее в соседний участок того же нефтепровода, отделенный от него задвижкой. Образующуюся пустоту заполняют инертным газом, который нагнетают в трубопровод мобильной азотной станцией, установленной в начале участка [7, 8].

Одно из основных требований, предъявляемых к рассматриваемой технологии, состоит в том, что давление газа в газовом пространстве освободившейся полости трубопровода должно быть достаточным для того, чтобы столб движущейся жидкости оставался целостным, т. е. давление во всех его сечениях превышало упругость насыщенных паров вытесняемой жидкости. Для выполнения этого требования необходимо достаточное количество азота.

Извлечение азота из воздуха в достаточно больших объемах представляет собой дорогостоящую технологию, особенно в полевых условиях. Однако преимущества этой технологии перед другими очевидны, поэтому ее использование постепенно находит все более широкое применение в трубопроводном транспорте. В связи с этим правомочно поставить вопрос, как оптимизировать параметры рассматриваемой технологии, чтобы количество используемого азота было минимально. Иными словами, какими должны быть параметры процесса вытеснения, обеспечивающего полное удаление жидкости из трубопровода, но использующего наименьшее количество азота.

Теоретический анализ

На рис. 1 изображен участок АК рельефного нефтепровода, имеющий протяженность L и обладающий профилем z(x). В конце К участка расположен поршневой насос, отбирающий нефть из участка и закачивающий ее в соседний участок нефтепровода. В начале А участка поршневой компрессор закачивает в трубопровод инертный азот, генерируемый передвижной азотной станцией.

Сформулируем основные требования, которым должны удовлетворять параметры рассматриваемого процесса.

1. Поскольку откачку нефти осуществляет насос, то первым необходимым условием его работы является требование к минимальному давлению pк в линии его всасывания. Это давление должно удовлетворять условию

рк ≥ ру + нghкав.,

где ру – упругость насыщенных паров нефти; н – ее плотность; g – ускорение силы тяжести; hкав. – кавитационный запас насоса. Иными словами, подпор hп в конце участка трубопровода должен удовлетворять условию hп ≥ ру/нg + hкав. бескавитационной работы насоса, т. е. линия гидравлического уклона должна приходить в конец участка трубопровода в точку К с напором бльшим, чем
zк + ру/нg + hкав. .

2. Вторым необходимым условием осуществления рассматриваемой технологии является условие неразрывности столба вытесняемой нефти. Иными словами, абсолютное давление р(х,t) в любом сечении нефтяного столба должно быть больше упругости насыщенных паров нефти, а это означает, что линия гидравлического уклона должна всюду проходить выше ее профиля z(х) на величину ру/нg [9].

Построение оптимального решения

Изобразим на плоскости (x,z) линию H(x) гидравлического уклона, отвечающую уклону i, рассчитанному по заданной скорости  откачки нефти
i = 2/2gd ( – коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр трубопровода), и проходящую через минимально допустимую высоту zк + ру/нg + hкав.  в конце участка трубопровода. Назовем эту линию предельной линией гидравлического уклона; на рис. 1 линия z = H(x) представлена тонким пунктиром черного цвета. Уменьшение напора ниже этой линии влечет за собой возникновение в трубопроводе участков самотечного течения (на рис. 1 это участки БС и ЕМ), на которых давление равно ру/нg. Отметим, что предельную линию z = H(x) можно строить с помощью вычислительного итерационного алгоритма, изложенного в работе [10].

Однако давление в точках столба вытесняемой нефти должно быть всюду больше ру упругости ее насыщенных паров. Поскольку столб x  (t;L) движущейся нефти постоянно уменьшается по протяженности, линия гидравлического уклона, удовлетворяющая в интервале
t ≤ x ≤ L условиям 1 и 2, а также имеющая минимальное возвышение над горизонтом, представляется отрезками прямой, выделенной на рис. 1 утолщенным синим пунктиром. При этом левый конец линии скользит вдоль ранее построенной предельной линии z = H(x) гидравлического уклона, правый же конец K(t) определяет непрерывно изменяющийся напор в конце участка трубопровода, т. е. подпор насоса.

Рассчитаем, как изменяется масса Mг(t) газа, находящегося в трубопроводе, в процессе вытеснения с постоянным отбором нефти. Эта масса определяется выражением

, (1)

где г(t) – плотность газа в трубопроводе в произвольный момент времени; pг(t) – давление в газовой полости участка трубопровода; R – газовая постоянная (для азота R = 297 Дж/(кг K));
aT =  – изотермическая скорость звука; T – абсолютная температура; S – площадь сечения трубопровода.
В зависимости от координаты x поршня масса газа в трубопроводе представляется равенствами

.                         (2)

В оптимальном режиме вытеснения распределение pг(x) давления известно нg[H(x) – z(x)], т. е. определяется расстоянием точек линии z = H(x) до профиля трубопровода, следовательно, известна и зависимость Mг(x). Иными словами, можно заранее рассчитать, как изменяется масса газа в трубопроводе в процессе его оптимального опорожнения. На рис. 2б эта зависимость представлена линией синего цвета. На
рис. 2а линия зеленого цвета изображает профиль трубопровода (экспериментального стенда протяженностью 50 м и диаметром 100 мм), а линия красного цвета – предельную линию гидравлического уклона ( = 2 м/c).

Из рис. 2б следует, что кривая Mг(x) имеет участки как возрастания, так и убывания, т. е. для того, чтобы режим вытеснения был оптимальным, необходима не только закачка газа в трубопровод, но в определенные моменты времени и его отбор из трубопровода.

Производная по времени от массы Mг(t) газа определяет массовый расход закачиваемого газа

,             (3)

поэтому можно построить кривую Qг(x), показывающую, как изменяется расход газа по мере продвижения поршня от начала участка к его концу. Эту зависимость можно видеть на рис. 2в, из которого следует, что на некоторых стадиях процесса масса газа Mг(t) убывает, т. е. расход газа отрицателен.

Таким образом, алгоритм квазиоптимального нагнетания газа в трубопровод состоит в том, что подача газа в трубопровод осуществляется в режиме, определяемом графиком функции Qг(t), с прекращением подачи газа в те моменты, когда массу газа нужно уменьшать,
т. е. отбирать газ из трубопровода. Иными словами, в оптимальном режиме процесса требуется регулируемая подача газа с переменным расходом.

Нагнетание газа с кусочно-постоянным расходом

Однако в реальных условиях отбор газа из полости трубопровода не предусмотрен, поэтому Qг(x) ≥ 0, а функция Mг(x) может только возрастать. Отсюда следует, что, строго говоря, осуществить «оптимальное» вытеснение нефти газом невозможно. Тем не менее можно существенно уменьшить объем газа, требующийся для поддержания целостности движущегося столба жидкости. Для этого достаточно в моменты времени, в которые расход газа должен быть отрицательным, положить его равным 0, т. е. отключать азотную нагнетательную станцию. Тогда в интервалах, в которых масса Mг(x) газа должна убывать, ее следует положить неизменной, т. е. Mг = const.

Если масса газа достигает своего максимального значения Mmax в некотором сечении x* внутри рассматриваемого участка трубопровода (рис. 2б), можно вообще прекратить закачку газа в трубопровод начиная с момента времени
t* x*/, в который масса уже закачанного газа достигает максимального значения. В этом случае упругого запаса газа будет достаточно для того, чтобы завершить процесс вытеснения при отключенной нагнетательной станции.

С практической точки зрения особый интерес представляет ответ на вопрос, как осуществлять процесс вытеснения нефти газом при условии, что нагнетательная станция азота может работать лишь с кусочно-постоянной подачей газа, т. е. подача газа либо постоянная, не равная 0, либо отсутствует вовсе. Поскольку наименьшая из возможных подача газа является предпочтительной, возникает вопрос, каково ее значение.

Предположим, что нагнетательная станция в течение времени t* обеспечивает постоянный массовый расход Qг = const. газа, а в оставшееся время отключена, т. е. Qг = 0. Тогда масса г(x) газа в произвольном сечении x = t участка определяется зависимостью

            (4)

На рис. 2г ее график изображен фиолетовой линией. При этом угол наклона графика на возрастающем участке зависит от отношения Qг /, т. е. от заданного расхода газа (при известной скорости   отбора жидкости).

Очевидно, что если кривая г(x) проходит всюду выше кривой Mг(x), рассчитанной по формуле (3) оптимального режима вытеснения, то масса газа в трубопроводе в каждый момент времени будет превышать значение, требуемое условиями обеспечения неразрывности столба вытесняемой жидкости. Отсюда следует, что допустим любой расход Qг
газа, определяемый совокупностью двух условий: кривая г(x) всюду проходит выше расчетной кривой Mг(x); масса газа, закачанного к моменту времени t*, равна Mmax, причем время t* определит общую продолжительность подачи газа в трубопровод.

Минимальное значение (Qг)min = Q* расхода газа, которое обеспечивает неразрывность (целостность) столба вытесняемой жидкости, определяется наклоном Q*/ = Mmax/t* касательной к графику функции Mг(x), проведенной из начала системы координат плоскости (x,M) (рис. 2г). Значения Q* и t*, найденные указанным способом, дают требуемый расход газа, который должна обеспечивать азотная нагнетательная станция, и время, в течение которого она должна нагнетать газ в трубопровод. Обе величины могут быть рассчитаны заранее по профилю z(x) трубопровода на рассматриваемом участке и известной скорости
 откачки жидкости.

Впрочем, если допустить, что азотная нагнетательная станция может иметь не одно, а несколько постоянных значений подачи газа (например, при использовании нескольких одинаковых станций отключать часть из них), можно еще более уменьшить расход нагнетания, если переход из начала координат плоскости (x,M) к прямой M = Mmax осуществлять по кусочно-линейной кривой г(x), проходящей всюду выше графика функции Mг(x).

Выводы

Для участка нефтепровода (или нефтепродуктопровода), имеющего сложный профиль, можно предложить оптимальный режим вытеснения жидкости газом, в котором требуется наименьшая из возможных подача инертного газа (например, азота); изложен алгоритм нахождения такого режима.

Показано, что нагнетание газа может быть ограничено конечным временем, а именно моментом, в который будет достигнута расчетная масса газа в трубопроводе, достаточная для того, чтобы ее упругого запаса хватило для полного вытеснения жидкости из рассматриваемого участка трубопровода.

Если подачу газа в трубопровод можно осуществлять ступенчатым изменением расхода нагнетания, то разработанный алгоритм позволяет найти минимальные расходы газа и моменты изменения их значений.

При эксплуатации нефтяных скважин для определения состояния системы «пласт – скважина – насосная установка» и уточнения состояния степени разработки месторождения используются индивидуальные или автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), продукция скважин к которым должна подводиться по отдельному трубопроводу.

При этом часто возникают проблемы замера дебита механизированного фонда скважин, связанные с наличием таких факторов, как:

• разведочные скважины;

• несколько скважин, работающих на один трубопровод, идущий на АГЗУ;

• скважины, эксплуатирующиеся по системе одновременно-раздельной добычи (ОРД), работающие на одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ);

• скважины, работающие в циклическом или условно-постоянном режиме (УПР);

• трубопроводные системы с повышенным рабочим давлением (более 4,0 МПа).

Имеются проблемы с замером дебита скважин и при наличии старых АГЗУ, при добыче нефти с большим количеством механических примесей, с возможностью отложения солей и парафина.

В последнее время многие фирмы предлагают различные системы определения дебита скважин по косвенным показателям. Такие системы получили название «виртуальные расходомеры».

В настоящей статье дана информация о работах, проведенных в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в течение последних 20 лет в области определения дебита добывающих скважин, оборудованных различными насосными установками.

В 1996 г. в РГУ нефти и газа имени
И.М. Губкина были начаты работы по созданию комплексной системы диагностики скважинных насосных установок (КСДНУ), одной из главных особенностей которой была возможность определения дебита скважин без использования АГЗУ [1].

Работы велись совместно с Калужским научно-исследовательским радиотехническим институтом (КНИРТИ, г. Обнинск), в котором были созданы специальные контроллеры для дооснащения штатных станций управления установками электроприводных центробежных насосов (СУ УЭЦН) и скважинных штанговых насосных установок (СШНУ). Руководителем работ от КНИРТИ являлся М.Г. Волобуев.

Первый образец контроллера был внедрен на скважине Поточенского месторождения ТПП «Лангепаснефтегаз», информация о работе скважины передавалась по радиоканалу на персональный компьютер (ПК) в цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ), расположенный в 2,5 км от скважины. Установленное на ПК программное обеспечение (ПО) производило обработку полученной информации, проводило диагностику состояния системы «скважина – насосная установка», определяло дебит скважины. Успешная работа опытного образца контроллера и ПО позволила решить вопрос расширенной проверки предложенного программно-аппаратного комплекса (ПАК).

В 1997 г. по инициативе Н.М. Николаева и В.М. Петрова (ТПП «Лангепас-
нефтегаз») было принято решение о модернизации одного из кустов скважин Чумпасского месторождения ЦДНГ № 4.

При модернизации куста № 519 старые, вышедшие из строя групповые замерные установки типа «Спутник» было решено не заменять на новые АГЗУ. Дебиты скважин должны были определяться расчетным способом с помощью программного обеспечения, часть которого была «зашита» во вновь разработанные контроллеры, установленные в станциях управления оборудования добывающих скважин, часть – в ПК, расположенные в здании ЦДНГ-4 [2, 3]. Скважины, которые эксплуатировались установками ЭЦН, были оборудованы СУ типа ШГС-5805, скважины со штанговыми насосными установками – СУ типа БУС-3М. Из-за отсутствия систем погружной телеметрии (ТМС) скважины оснащались устьевыми датчиками: буферного и затрубного давления, температуры пластовой жидкости, нагрузки и хода полированного штока. Контроллеры в СУ были оснащены датчиками тока, напряжения, загрузки погружного электрического двигателя (ПЭД)
(cos ), системами первичной обработки и архивации данных. Импорт-экспорт данных в системе «контроллер – ПК» обеспечивала радиосвязь. Дебиты скважин считались равными подаче скважинных насосных установок. Подачи насосных установок рассчитывались по специальным методикам, разработанным на кафедре машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Для установок ЭЦН дебиты определялись по напорно-расходным и энергетическим характеристикам используемых установок, получаемых в результате работы ПАК. Кроме этого дебит рассчитывался по методикам, в которых использовались данные о температуре добываемой жидкости на устье скважин и перепаде давления на штуцере устьевого оборудования. Значение дебита скважины, оборудованной УЭЦН, определялось как среднее геометрическое всех расчетных значений дебита. Дебиты штанговых установок рассчитывались по динамограммам, которые автоматически снимались с работающих скважин каждые 10 мин. Аналогичная система в настоящее время принята и сертифицирована для определения дебита скважин в ПАО «Татнефть» [4].

Куст № 519 работал более трех лет в штатном режиме с определением дебитов по указанной методике. Раз в три месяца система проверялась с помощью передвижного расходомера типа «АСМА». Замеры показали, что дебиты скважин, оборудованных УЭЦН, определялись с погрешностями не более 8–10 %; для малодебитных скважин, оборудованных УСШН, погрешности не превышали 13 %.

К сожалению, кризис 1998 г. не позволил провести тиражирование признанного удачным опыта модернизации кустов добывающих скважин с отказом от групповых замерных установок и определением дебитов скважин с помощью «виртуальных расходомеров».

Часть указанных методик определения дебита скважин, оборудованных установками ЭЦН, была включена в программный комплекс «Автотехно-
лог + Энергия», получивший Свидетельство государственной регистрации
№ 2011613349 от 28 апреля 2011 г.

Новый виток интереса к «виртуальным расходомерам» был обусловлен широким внедрением ТМС и развитием СУ скважинных насосных установок на основе микропроцессорной техники. Другим стимулом к созданию работоспособного виртуального расходомера стали разработка и внедрение систем ОРД, эксплуатации боковых стволов скважин, использование линейной системы сбора продукции скважин с высокими линейными давлениями.

В 2012 г. между РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина и фирмой «ЭТАЛОН» (г. Добрянка, Пермский край) был заключен лицензионный договор, по которому алгоритм блока определения дебита из программы «Автотехнолог + Энергия» был внедрен в СУ фирмы «ЭТАЛОН».

Опытно-промысловые испытания системы определения дебита (виртуального расходомера), основанной на использовании СУ «ЭТАЛОН», со специальным ПО были проведены в 2012–2013 гг. на скважинах Самотлорского месторождения [5].

Одна из скважин была оборудована установкой УЭЦН 5-50-1750 и работала в постоянном режиме. В результате промысловых испытаний были получены следующие результаты: расчетная величина дебита – 57–59 м3/сут; замеренный с помощью АГЗУ «Спутник» дебит – 60–62 м3/сут; максимальная погрешность определения дебита – 8,1 %.

Другая скважина была оборудована установкой УЭЦН 5-15-1800. Результаты промысловых испытаний: расчетная величина дебита – 13 м3/сут; замеренный с помощью АГЗУ дебит – 12,6 м3/сут (ручной режим); погрешность измерения дебита – 3,1 %.

Расчет дебита скважин на основе алгоритма из программы «Автотехно-
лог + Энергия» возможен по данным технологического режима на «верхнем» уровне управления процессом добычи нефти, что упрощает создание систем «Интеллектуальный куст» и «Интеллектуальный промысел» [6].

Работы, проведенные в 1996–2013 гг., позволили сделать следующие выводы:

1) создан работоспособный комплекс «СУ+ПО» для определения дебита скважин с УЭЦН по косвенным показателям;

2) комплекс «СУ+ПО» обеспечивает достаточную для промысловых условий точность (погрешности – до 10 %) определения дебита скважин;

3) комплекс «СУ+ПО» позволяет снизить затраты на приобретение, эксплуатацию и ремонт ГЗУ;

4) комплекс успешно прошел опытно-промышленные испытания (ОПИ), возможно тиражирование.

Эти выводы позволили поставить вопрос о внесении в проект Единых технических требований (ЕТТ) нефтяных компаний к СУ УЭЦН пунктов о необходимости определения дебита по косвенным показателям [7].

В утвержденный текст ЕТТ 6.0 НК «Рос-
нефть» этот пункт вошел в следующей редакции: «Интеллектуальная станция управления (ИСУ) должна обеспечивать возможность по поступившим в контроллер параметрам оценивать приток и отбор добываемой продукции. Информация о текущем отборе и притоке добываемой продукции должна отображаться на индикаторе и храниться в памяти контроллера СУ. Контроллер СУ по данным с ТМС и расходомера должен формировать функцию притока добываемой продукции».

В 2015 г. руководство ООО «ЛУКОЙЛ-
Пермь» приняло решение о проведении на своих скважинах промыслового испытания системы виртуального расходомера в сочетании с системой химической защиты от отложения солей. Система химической защиты основана на использовании устьевого блока подачи химического реагента (УБПР) фирмы «Синергия-Лидер» (Пермь).

Система виртуального расходомера смонтирована на базе ИСУ фирмы «Новомет», с которой у РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина заключен лицензионный договор. По этому договору алгоритм определения дебита из программы «Автотехнолог + Энергия» был передан в ГК «Новомет» и внесен в качестве ПО в контроллер ИСУ.

Внедрение интеллектуальных комплексов определения дебита и химической защиты скважин проходило на Уньвинском месторождении Пермского края в рамках опытно-промысловых испытаний в 2015–2016 гг. Определяемый с помощью виртуального расходомера дебит скважин сравнивался с показаниями стационарных групповых замерных установок и мобильных замерных установок типа «АСМА». Кроме оперативного и достоверного определения дебитов скважин критерием успешности проведения ОПИ была экономия химических реагентов при сохранении успешности защиты скважин от отложения солей.

Скважины работали в постоянном и циклическом режимах, на стандартной и повышенной частоте питающего тока (табл. 1–2).

По результатам проведения ОПИ
были сделаны следующие выводы:

1) создана работоспособная и эффективная система определения дебита скважин с установками ЭЦН по косвенным показателям – система «виртуального расходомера». «Виртуальный расходомер» доказал свою работоспособность с различными станциями управления УЭЦН, имеется возможность тиражирования технологии определения дебита скважин в режиме on-line;

2) точность определения дебита «виртуального расходомера» сопоставима с точностью стандартных замерных устройств типа АГЗУ и не превышает заявленную погрешность 10 %;

3) оперативное и достоверное определение дебитов скважин позволяет повысить эффективность процесса добычи нефти за счет оптимизации режима работы скважин (обеспечение проектного дебита);

4) экономия на закачке химических реагентов, в частности за счет интеллектуального управления оборудованием подачи реагентов на скважинах с осложнениями в виде отложений солей, асфальтеносмолопарафиновых отложений, коррозией, высоковязких эмульсий;

5) сокращение затрат на обустройство скважин (на приобретение и обслуживание замерных устройств), одиночных скважин, вводящихся в эксплуатацию после бурения, из консервации и прочих категорий, на скважинах незамеряемого фонда.

Таблица 1. Параметры работы скважины № 99 Уньвинского месторождения

Table 1. Well No. 99 operation parameters of Unvinskoye field

Таблица 2. Параметры работы скважины № 573 Уньвинского месторождения

Table 2. Well No. 573 operation parameters of Unvinskoye field

Принятие в России Федерального закона от 23 ноября 2009 г. № 261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [1] обусловило необходимость создания новых подходов к управлению энергосбережением как на государственном уровне, так и на уровне отдельных организаций, осуществляющих добычу, преобразование, переработку, транспортировку, передачу различных видов энергетических ресурсов и энергий в едином экономическом комплексе России.

Системные организационные действия, направленные на повышение эффективности расхода энергии, которые, как правило, обобщаются термином «энергетический менедж-
мент», являются приоритетным направлением для дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром» вследствие значительных возможностей для экономии энергии и снижения эмиссии парниковых газов.

Базовая структура системы управления энергосбережением в ПАО «Газпром» была сформирована в соответствии с Приказом ОАО «Газпром» [2] в 2000 г. и в дальнейшем совершенствовалась на основе Концепции энергосбережения ОАО «Газпром» на период 2001–2010 гг. [3] и Концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ОАО «Газпром» на период 2011–2020 гг. [4].

В соответствии с Концепцией [4] потенциал энергосбережения в
ПАО «Газпром» в период до 2020 г. составляет 28,2 млн т условного топлива (у. т.). Целевыми показателями энергетической эффективности производственно-технологических процессов в ПАО «Газпром» на период 2015–2020 гг. являются снижение удельных расходов природного газа на собственные технологические нужды и потери в основных видах деятельности Общества не менее чем на 11,4 % и сокращение выбросов парниковых газов не менее чем на
48,6 млн т СО2-эквивалента.

Одним из стратегических направлений эффективной реализации политики энергосбережения в ПАО «Газпром» является совершенствование системы управления энергосбережением. Это направление деятельности обусловливает необходимость учета прогрессивного мирового опыта в сфере управления энергосбережением (энергоменеджмента). Необходимо отметить, что актуализация проблем повышения энергоэффективности и энергосбережения в мире стимулировала работы по созданию международного стандарта по системе менеджмента энергии – стандарта ISO 50001:2011 «Системы энергоменеджмента. Руководство по использованию» (Energy management systems – Requirements with guidance for use) [5]. Данный стандарт базируется на методе управления, обеспечивающем экономию энергоресурсов и повышение энергетической эффективности за счет применения лучшей управленческой практики. Это означает, что энергоэффективность при функционировании организации может быть достигнута не только за счет реализации энергосберегающих мероприятий, но и за счет совершенствования организации управления энергосбережением. При этом внедряется система управления с механизмами проведения систематического планирования, мониторинга и контроля, анализа, корректирующих действий и совершенствования.

В 2012 г. в России разработан идентичный стандарту ISO 50001:2011 национальный стандарт ГОСТ Р ИСО 50001:2012 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по использованию» [6], в котором представлены основные механизмы управления, включая:

• сокращение затрат на энергию посредством систематического управления энергетическими ресурсами в организациях;

• уменьшение выбросов в атмосферу парниковых газов и других воздействий на окружающую среду.

Следует отметить, что и ISO 50001:2011, и ГОСТ Р ИСО 50001:2012 являются достаточно абстрагированными и требуют творческого подхода при их применении в организациях ТЭК России.

В ПАО «Газпром» в настоящее время действует система энергоменеджмента в дочерних обществах и организациях, в рамках которой используется накопленный опыт управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности при подготовке пяти программ энергосбережения
ПАО «Газпром» и их реализации на основе двух базовых концепций энергосбережения [3, 4]. Следует отметить, что сформированная в ПАО «Газпром» система управления энергосбережением обеспечивает:

• среднегодовую экономию ТЭР за 2005–2015 гг. 2,32 млн т у. т., или 3,38 %
от годового расхода ТЭР;

• реализацию потенциала энергосбережения во всех видах деятельности за счет достижения ежегодной экономии ТЭР не менее 1,5 % от расхода;

• снижение энергоемкости технологических производств на основе применения инновационных технологий и энергоэффективного оборудования.

Так, организации магистрального транспорта газа за 2005–2014 гг. добились снижения удельного расхода ТЭР с 38,1 до 26,3 кг у. т/млн м3.км (рис. 1).

Интегрально накопленный опыт в сфере энергосбережения используется в практике:

• реализации программ в области энергосбережения;

• реализации энергосберегающих проектов, наилучших доступных технологий;

• осуществления закупок энергоэффективного оборудования, в том числе на основе принципа импортозамещения;

• анализа технических и технологических возможностей энергетического оборудования для улучшения энергетической эффективности отдельных производств и/или процессов;

• организации проведения энергетических обследований технологических объектов;

• оснащения энергопотребляющих объектов приборами учета энергетических ресурсов;

• актуализации нормативных и методических документов в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

С введением в практику ISO 50001:2011 целенаправленно начался процесс формирования систем управления энергосбережением (энергоменеджмента) в дочерних обществах и организациях
ПАО «Газпром»: ООО «Газпром трансгаз Самара», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Ухта», ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром добыча Надым».

Анализ материалов, разработанных дочерними обществами ПАО «Газпром» по системам энергоменеджмента [7–11], показал наличие в них следующих характерных недостатков:

• не полностью проработано, а в отдельных документах полностью отсутствует требование руководящих документов в части формулирования требований энергетической политики, целей, задач, энергетического планирования, а также целевых показателей в части снижения удельного потребления ресурсов и повышения энергоэффективности технологических процессов;

• смешение в единый процесс разнородных объектовых сфер – энергоэффективности и ресурсосбережения;

• введение избыточных уровней управления в структуру системы управления энергосбережением дочернего общества (организации).

Вместе с тем необходимо отметить, что целенаправленная работа в дочерних обществах и организациях
ПАО «Газпром» в области формирования систем энергоменеджмента обеспечила возможность накопления позитивного опыта в сфере управления энергосбережением, учитывающего такие системные факторы, как:

• формирование политики энергосбережения Общества с учетом реальных целей и задач, ее соответствие характеру и масштабам организации, а также характеру использования и количеству потребляемой энергии;

• формирование энергетического базового уровня с целью оценки энергоэффективности по соответствующим показателям;

• формирование энергетического планирования с учетом поставленных задач по улучшению уровня энергоэффективности Общества;

• реализация законодательных и корпоративных требований в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности Общества;

• контроль эффективности энергопотребления на основе мониторинга показателей энергоэффективности расхода ТЭР в Обществе для всех видов используемых энергий.

Полученный опыт в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром» в направлении формирования систем энергоменеджмента свидетельствует о приоритетности работ по совершенствованию существующей системы управления ПАО «Газпром» на всех уровнях с учетом рекомендаций национального стандарта ГОСТ Р ИСО 50001:2012.

Стратегия реализации комплекса работ по созданию, внедрению и сертификации системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности в ПАО «Газпром» на соответствие требованиям ГОСТ Р ИСО 50001:2012 [6] включает следующий комплекс направлений работ:

1) разработка системы управления энергосбережением ПАО «Газпром»;

2) разработка системы управления энергосбережением и энергетической эффективностью в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром»;

3) разработка мониторинга показателей энергетической эффективности объектов ПАО «Газпром»;

4) сертификация системы управления энергосбережением ПАО «Газпром»;

5) сертификация системы управления энергосбережением и энергетической эффективностью в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром».

Для реализации первого направления введен в действие Р Газпром 2-1.20-673-2012 [12], устанавливающий:

• цели и задачи системы управления энергосбережением в ПАО «Газпром»;

• построение системы управления энергосбережением;

• планирование и методы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности;

• контроль управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности.

Организационная структура системы управления энергосбережением в
ПАО «Газпром» представлена на рис. 2.

На основе опыта реализации Р Газпром 2-1.20-673-2012 [12] в соответствии с системой стандартизации
ПАО «Газпром» планируется разработать СТО Газпром «Система управления энергосбережением ПАО «Газпром».

Для реализации второго направления введен в действие Р Газпром 2-1.20-984-2015 [13], устанавливающий:

• цели и задачи, решаемые системой управления энергосбережением в дочерних обществах и организациях
ПАО «Газпром»;

• организацию управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром»;

• функции системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности в дочерних обществах;

• контроль управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности в дочерних обществах.

Организационная структура системы управления энергосбережением в дочернем Обществе представлена на рис. 3.

На основе опыта реализации Р Газпром 2-1.20-984-2015 [13] в соответствии с системой стандартизации ПАО «Газпром» планируется разработать в 2018 г. СТО Газпром «Система управления энергосбережением в ПАО «Газпром». Организация управления энергосбережением и энергетической эффективностью в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром».

Важной компонентой структуры управления энергосбережением является система показателей энергоэффективности технологических процессов и объектов дочернего общества, которая должна разрабатываться с учетом характера решаемых производственных задач дочерними обществами и организациями ПАО «Газпром» по всем видам деятельности Общества. Наиболее полно в этом направлении разработана система показателей энергоэффективности для газотранспортных организаций: СТО Газпром 2-3.5-113-2007 [14], СТО Газпром 2-1.20-114-2007 [15], СТО Газпром 2-1.20-122-2007 [16].

В настоящее время ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполняет исследования по теме «Разработка системы показателей энергетической эффективности газодобывающей компании ООО «Газпром добыча Ноябрьск» в условиях снижения пластового давления газа». Разработан единый методический подход к построению системы показателей энергоэффективности технологических процессов и оборудования ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и их комплексной оценке. Система определяет необходимые условия для перехода к процессу формирования мониторинга показателей энергетической эффективности технологических объектов газодобывающих организаций. Мониторинг выполняет функцию ключевой компоненты в системе управления энергосбережением и объективно участвует в определении третьего комплексного направления работ в сфере энергосбережения.

Для реализации третьего направления введен в действие Р Газпром 2-1.20-858-2013 [17], устанавливающий:

• цели и задачи, решаемые с помощью автоматизированной информационной системы мониторинга показателей энергетической эффективности и энергосбережения газотранспортного дочернего общества ПАО «Газпром»;

• структуру автоматизированной информационной системы;

• состав показателей энергетической эффективности и энергосбережения, рекомендуемых для проведения мониторинга.

Для реализации четвертого направления необходимо подготовить следующие документы:

а) СТО Газпром «Система управления энергосбережением ПАО «Газпром», отражающий такие положения, как:

• энергетическая политика ПАО «Газ-
пром»;

• цели и задачи ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• принципы энергопланирования
ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• энергопрофиль ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• показатели энергетической эффективности ПАО «Газпром»;

• показатели энергосбережения
ПАО «Газпром»;

б) СТО Газпром «Мониторинг показателей энергосбережения и энергетической эффективности ПАО «Газпром»;

в) Концепцию энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ПАО «Газпром» на период 2011–2020 гг.;

г) Программу энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром»;

д) План проведения энергетических обследований технологических объектов ПАО «Газпром»;

е) Каталог эффективных энергосберегающих технологий в добыче, транспортировке и подземном хранении газа [18].

Для реализации пятого направления требуется подготовить следующие документы:

а) СТО организации «Система энергоменеджмента дочернего общества (организации), отражающий:

• энергетическую политику дочернего общества (организации) ПАО «Газпром»;

• цели и задачи дочернего общества (организации) ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• энергопланирование в дочернем обществе (организации) ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• энергопрофиль дочернего общества (организации) ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и энергетической эффективности;

• показатели энергосбережения дочернего общества (организации)
ПАО «Газпром»;

• показатели энергетической эффективности дочернего общества (организации) ПАО «Газпром»;

б) СТО организации «Мониторинг показателей энергосбережения и энергетической эффективности дочернего общества (организации) ПАО «Газпром»;

в) Концепцию энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ПАО «Газпром» на период 2011–2020 гг.;

г) Программу энергосбережения и повышения энергетической эффективности дочернего общества (организации) ПАО «Газпром»;

д) План подготовки кадров и обучения персонала в сфере энергосбережения дочернего общества (организации)
ПАО «Газпром»;

е) План энергетических обследований технологических объектов дочернего общества (организации) ПАО «Газпром»;

ж) Каталог эффективных энергосберегающих технологий в добыче, транспортировке и подземном хранении газа.

Разработка планируемых СТО Газпром в дальнейшем может быть осуществлена на основе требований, установленных действующим законодательством РФ, корпоративными документами ПАО «Газпром», специфическими особенностями функционирования многоуровневой системы управления ПАО «Газпром».

При разработке стандартов следует учитывать опыт на основе лучших практик управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности, применяемых в дочерних обществах ПАО «Газпром».

Разработка стандартов потребует анализа деятельности в области управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности одного или нескольких наиболее показательных дочерних обществ ПАО «Газпром». При проведении анализа будут разработаны рекомендации по совершенствованию системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности дочернего общества для обеспечения соответствия ГОСТ Р ИСО 50001-2012.

В рамках данной стратегии управления будут более полно учтены особенности деятельности ПАО «Газпром» в сфере энергосбережения и повышения энергетической эффективности. Данный подход даст возможность унифицировать систему управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности в дочерних обществах, что позволит повысить управляемость этой деятельности на основе применения централизованного метода управления.

Реализация данной стратегии управления потребует больше времени, однако эта стратегия более эффективна за счет логистики и применения международного и национального опыта в сфере энергосбережения.

Потребуется также более существенное преобразование управленческих практик дочерних обществ и организаций ПАО «Газпром», что обеспечит достижение соответствующего качества создания и внедрения систем управления и будет способствовать соблюдению графика работ.

В целях повышения эффективности организации работ по созданию, внедрению и сертификации на соответствие требованиям ГОСТ Р ИСО 50001-2012 системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности целесообразно:

• определить достоверные сроки реализации работ по всем этапам в зависимости от ожидаемого срока выхода системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности ПАО «Газпром» или соответствующих систем управления отдельных дочерних обществ на сертификацию на соответствие требованиям ГОСТ Р ИСО 50001-2012;

• обеспечить внедрение в практику дочерних обществ Р Газпром 2-1.20-984-2015 «Система управления энерго-
сбережением в ПАО «Газпром». Организация управления энергосбережением и энергетической эффективностью в дочерних обществах и организациях ПАО «Газпром»;

• разработать СТО Газпром «Система управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности ПАО «Газпром» с учетом опыта внедрения Р Газпром «Система управления энергосбережением в ПАО «Газпром»;

• осуществлять систематический мониторинг по созданию, внедрению и сертификации системы управления энергосбережением и повышением энергетической эффективности
ПАО «Газпром».

Таким образом, дальнейшее совершенствование системы управления энерго-
сбережением ПАО «Газпром» неразрывно связано с систематическим анализом опыта лучших мировых практик в системе управления энергосбережением и направлено на осуществление гибкого и устойчивого управления энергосбережением с целью эффективной реализации политики энергосбережения и повышения энергетической эффективности глобальной энергетической компании.

При создании модуля электропитания «КАН-Д» разработчиками был заложен более широкий функционал, чем принято в зарубежных источниках этого класса. В результате было реализовано устройство 3-в-1: источник питания, ORing-диод, ИБП, который также является новинкой для изделий данного класса. Рассмотрим устройство подробнее.

Одним из основных принципов создания электрощитового оборудования для ответственных применений является надежность системы электропитания. Для реализации этого принципа разработчики применяют резервирование систем питания путем параллельного включения источников питания с использованием развязывающих ORing-диодов. Среди комплектующих шкафов автоматики для этих целей существуют отдельные ORing-диоды
Шоттки в корпусах для монтажа на DIN-рейку, стоимость которых сопоставима со стоимостью самого источника питания. В серии «КАН-Д50» ORing-диод встроен в один из двух силовых выходов +UВЫХ, второй выход подключен в источнике до ORing-диода и может использоваться для нормальной работы без потери КПД. Таким образом, соединение источников питания «КАН-Д50» параллельно нагрузке как для суммирования мощности, так и для повышения надежности систем питания возможно без дополнительных компонентов.

«КАН-Д50» обладает еще одним полезным функционалом. Нестандартный подход к проектированию при сохранении заявленных функций позволил использовать «КАН-Д50» в качестве ИБП с внешним аккумулятором без дополнительных блоков (рис. 1).

Схема работы модуля в качестве ИБП приведена на примере наиболее распространенного исполнения с выходным напряжением 24 В.

Встроенное реле гальванически развязанного контакта ГРК (сухого контакта) работает при такой схеме подключения, как аварийное отключение аккумулятора при его разряде. При нормальной работе схемы с сетевым напряжением аккумулятор подключен к нагрузке контактами реле ГРК, при этом напряжение модуля необходимо отрегулировать на 27 В (напряжение заряженного гелевого аккумулятора). Источник питания при этом работает в режиме заряда аккумулятора и питания нагрузки. При отключении сетевого напряжения нагрузка будет питаться от аккумулятора через контакты реле, которые будут удерживаться в замкнутом состоянии за счет питания аккумулятором выходной части источника питания, включая схему анализа выходного напряжения DC_OK. Пороговое минимальное напряжение схемы DC_OK настроено на минимальное рабочее напряжение гелевого аккумулятора 19 В для предотвращения его глубокого разряда. При восстановлении сетевого напряжения источник питания перейдет в режим заряда аккумулятора и питания нагрузки. В конструктиве «КАН-Д50» применены съемные винтовые клеммники, которые дают возможность «горячей замены» источников без отключения питания всей системы. Возможность питания «КАН-Д50» от сети постоянного тока 112–372 В позволяет использовать его в промышленных системах бесперебойного питания с питанием от аккумуляторных батарей с большим разбросом напряжения.

Схемотехническое решение силовой части также нетрадиционно: квазирезонансный обратноходовый преобразователь с синхронным выпрямлением не содержит снабберных цепей ввиду отсутствия выбросов при переключении силового ключа во всех режимах работы. Такая схемотехника дала источнику «КАН-Д50» ряд преимуществ: повышение частоты преобразования выше 100 кГц при минимальном тепловыделении силовых элементов без применения радиаторов. Отсутствие выбросов на силовых ключах, свойственных обратноходовым преобразователям, дало возможность обеспечить электромагнитную совместимость «КАН-Д50» по EN55022, кривая В, не увеличивая габариты входного фильтра (рис. 2).

Широкий диапазон рабочих температур от –50 до 70 °С, металлический корпус со съемными винтовыми клеммниками, встроенный ORing-диод, возможность работы в режиме ИБП без дополнительных блоков – все это позволяет разработчику получить большую гибкость в проектировании и построении специализированных систем электропитания на основе источника «КАН-Д50» от компании «КВ Системы».

ООО «КВ Системы» – отечественный разработчик и производитель высоконадежных AC/DC-источников и систем электропитания для гражданской промышленности и ОПК.

Помимо представленных на российском рынке измерительных трансформаторов напряжения ООО «НТЗ «Волхов» представляет следующие новинки:

1) антирезонансный трехфазный трансформатор напряжения в цельнолитом корпусе НАЛИ-НТЗ-6(10)(рис. 1), обладающий набором антирезонансных свойств, которые позволяют исключить:

• повреждения при однофазных замыканиях сети на землю через прерывистую дугу без ограничения длительности;

• повреждения при феррорезонансных явлениях с емкостями любой сети (в том числе с емкостями ненагруженных шин);

• повреждения при трехкратных повышениях напряжения, возникающих при феррорезонансном опрокидывании фазы напряжения у одной из фаз сети;

• явления «ложной земли» при работе на холостых шинах.

При этом внешние гасительные сопротивления не требуются.

Антирезонансные свойства трансформатора обеспечиваются отсутствием несимметрии фазных сопротивлений трансформатора при любом состоянии первичной сети.

Устойчивость трансформатора при опрокидывании фазы сетевого напряжения дополнительно обеспечивается трехкратным снижением номинальной индукции в магнитопроводе трансформатора нулевой последовательности (рис. 3);

2) комбинированный трансформа-
тор – трансформатор тока и напряжения в одном корпусе ЗНТОЛП-НТЗ-6(10), НТОЛП-НТЗ-6(10) внутренней и наружной установки;

3) трансформатор напряжения ЗНОЛ(П)-НТЗ-6(10) с повышенной защитой от повреждения при перенапряжениях в сети 6–10 кВ. Трансформаторы данной серии выдерживают перенапряжения до 2,7 Uном в течение 8 часов;

4) трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-6-10 с возможностью изготовления с первичным напряжением 6/√3 и 10/√3 кВ в одном корпусе;

5) трансформатор напряжения ЗНОЛП-НТЗ-20, ЗНОЛП-НТЗ-35 разработан специально для РЖД с пониженной индукцией.

Приглашаем вас и ваших коллег посетить конференцию «Трансформаторы напряжения в сетях 6–35 кВ. Причины повреждаемости и методы защиты» в рамках выставки «Электрические сети России – 2016», где вы сможете получить высококачественную техническую помощь в области трансформаторостроения.

Дата и время проведения семинара – 08.12.2016 в 15:30 (переговорная комната 239), зал B.

Адрес проведения: г. Москва, пр-кт Мира, ВВЦ, павильон № 75.

Датой создания компании считается 25 ноября 1991 г. – день принятия Правительством РСФСР Постановления «Об образовании нефтяного концерна» «ЛАНГЕПАСУРАЙКОГАЛЫМНЕФТЬ» («ЛУКОЙЛ»). Это было начало 90-х гг. ХХ в. – сложного периода в истории государства, когда происходил распад народного хозяйства СССР. По прошествии четверти века, в условиях экономических потрясений и последующих кризисных явлений компания «ЛУКОЙЛ» достаточно быстро перешла к устойчивому развитию, став одним из лидеров ТЭК Российской Федерации и мирового энергетического сообщества. Сегодня компания «ЛУКОЙЛ» – одна из крупнейших вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний в мире, на долю которой приходится более 2 % мировой добычи нефти и около 1 % доказанных запасов углеводородов.

Обладая полным производственным циклом, компания полностью обеспечивает всю производственную цепочку – от добычи нефти и газа, подготовки, переработки углеводородов до сбыта нефтепродуктов.

Ежедневно продукты деятельности компании – энергию и тепло – потребляют миллионы людей в 35 странах мира, улучшая качество своей жизни. Более 10 тыс. работников предприятия объединяют свои усилия и талант, чтобы обеспечить компании «ЛУКОЙЛ» передовые позиции на топливно-энергетическом рынке.

АО «РИТЭК» входит в число дочерних добывающих организаций Группы «ЛУКОЙЛ» и занимает лидирующие позиции по многим показателям в Группе.

Предприятие «РИТЭК» создано в 1992 г. и специализируется на добыче нефти и газа, создании, испытаниях и внедрении новых технологий, техники и оборудования для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и повышения нефтеотдачи.

Первым месторождением АО «РИТЭК» стало месторождение Восточно-Перевального лицензионного участка в ХМАО – Югре, на которое в 1994 г. получена лицензия на добычу нефти и газа. Были созданы два нефтегазодобывающих управления – «РИТЭКнефть» (Когалым) и «ТатРИТЭКнефть» (Нурлат), а затем в 1998 г. – нефтегазодобывающее управление «РИТЭКБелоярскнефть».

При расширении производственной сферы в 2000 г. создано нефтегазодобывающее управление «РИТЭК-Надымнефть». Для транспортировки и реализации нефти были организованы регулярные танкерные перевозки нефти и газового конденсата Северным морским путем, по которому к 2001 г. перевезено более 100 тыс. т нефти Кислорского, Сергинского и Сандибинского месторождений.

Для организации технологического процесса и инженерно-технического обеспечения производства добычи углеводородов компанией «РИТЭК» в 2003 г. были созданы дочерние сервисные компании – Научно-производственный центр (НПЦ) в г. Электрогорске и Инновационно-технологический центр (ИТЦ) в г. Москве. В НПЦ была разработана полимерно-гелевая система «РИТИН», позволившая повысить добычу нефти в среднем на 1–3 тыс. т со скважины в год. В ИТЦ был разработан комплектный привод центробежного насоса на основе вентильного двигателя, что позволило значительно снизить энергопотребление.

В 2007 г. в состав «РИТЭК» вошла компания «Назымгеодобыча», на основе которой было создано нефтегазодобывающее управление «РИТЭКХанты-Мансийскнефть». В 2010 г. «РИТЭК» получил статус научно-технического полигона, задачей которого были проверка и испытание новых технологий, разрабатываемых не только в «РИТЭК», но и в дочерних предприятиях «ЛУКОЙЛа».

С целью участия предприятия в создании инновационных технопарков Фонда «Сколково» в 2011 г. было создано предприятие «РИТЭК-Инновационный центр» с получением статуса участника Фонда «Сколково».

В 2012 г. «РИТЭК» стало лучшим предприятием Группы компаний «ЛУКОЙЛ» в области добычи нефти и газа.

Рис. 1. Современная нефтедобывающая платформа ЛСП-1 ПАО «ЛУКОЙЛ» в Каспийском море

В состав компании «РИТЭК» вошло ОАО «УралОйл» (Пермский край), на основе которого организовано территориальное производственное предприятие «РИТЭК-Уралойл», а в 2013 г. к «РИТЭК» присоединено ЗАО «Самара-Нафта», на основе которого создано территориально-производственное предприятие «РИТЭК-Самара-Нафта».

Компания «РИТЭК» является учредителем совместного предприятия «Волгодеминойл» с германской компанией «Винтерсхалл Волга Петролеум ГмбХ». Совместное предприятие занимается добычей нефти на Памятно-Сасовском месторождении в Волгоградской области.

Главное направление деятельности компании наряду с добычей углеводородов – это инновационная деятельность, концентрация всего производственного и интеллектуального потенциала многотысячной «команды» на решении актуальных проблем топливно-энергетического комплекса, создании и применении новых технологий и оборудования для эффективной разработки и освоения новых месторождений, трудноизвлекаемых минеральных ресурсов, а также на повышении КИН и сокращении простаивающего фонда нефтяных скважин. Ведь каждое новое месторождение, вводимое «РИТЭК» в строй, – это реальный вклад компании в обеспечение энергетической безопасности России и подъем экономики ее регионов и благосостояния людей, живущих на их территории.

«РИТЭК» нашел свою нишу в системе ТЭК, став полигоном, где разрабатываются, испытываются и внедряются высокоэффективные технологии и оборудование для нефтедобычи. Как справедливо отмечает президент
«ЛУКОЙЛ» В.Ю. Алекперов, «инновационный подход к работе на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами стал узнаваемым фирменным стилем «РИТЭК». Созданное, по сути, с нуля, Общество за эти годы утвердилось в системе топливно-энергетического комплекса как перспективное эффективное российское нефтедобывающее предприятие.

Рис. 2. Станок-качалка на одном из месторождений АО «РИТЭК»

АО «РИТЭК» принадлежит 112 объектов интеллектуальной собственности, из которых 79 патентов на изобретения, 26 патентов на полезные модели, 6 свидетельств на товарные знаки и 1 свидетельство на базу данных.

Предприятие работает в соответствии с международными стандартами в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды OHSAS 18001:2007 и ISO 14001:24.

Научно-исследовательские, опытно-конструкторские и опытно-промышленные изыскания АО «РИТЭК» ориентированы на комплексный подход к добыче трудноизвлекаемых углеводородов. Сегодня беспрецедентные в мировой практике технические разработки компании приносят реальный доход инвесторам.

АО «РИТЭК» в настоящее время в достаточной мере располагает научно-техническими и производственными возможностями для удовлетворения потребностей российских и зарубежных партнеров во внедрении новейших технологий геологоразведки и добычи минерально-сырьевых ресурсов, эффективной разработки мелких и средних месторождений с использованием всего арсенала апробированных инновационных технологий и методов обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пластов, а также успешной реализации углеводородного сырья с использованием трубопроводной, железнодорожной и танкерной схем транспортировки.

Среди союзников и партнеров «РИТЭК» – десятки ведущих российских научно-исследовательских центров и промышленных объединений – создателей прогрессивных направлений для нефтяной отрасли. Многие талантливые лидеры-нефтяники и руководители машиностроительных предприятий привнесли свой вклад в становление и развитие компании «РИТЭК», представляющей собой в настоящее время «глобальную команду», способную решать в интересах России и ее регионов насущные проблемы топлива и энергетики XXI века.

Рис. 3. Фото нефтяного объекта «РИТЭК» – ДНС «Алексеевская» на левом берегу Волги

Инновационный характер реализуемых компанией проектов проявляется в качестве действенной альтернативы стандартным методам освоения нефтяных месторождений и добычи нефти, требующих больших инвестиций. Новые технологии и современное оборудование повышают надежность и экологическую безопасность нефтегазодобычи, позволяют осуществлять эффективную и безопасную разработку сложных месторождений.

На сегодняшний день перспективными инновационными направлениями работ в области добычи нефти являются следующие: термогазовое воздействие на пласт; водогазовое воздействие на пласт; применение реагентов повышения нефтеотдачи пласта «РИТИН» и ограничения водопротока ИМР; интеллектуальное месторождение; энергоэффективное оборудование для добычи УВ; технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.

АО «РИТЭК» на протяжении многих лет остается верным инновационной деятельности, экологически чистым технологиям и принципам работы на благо всей российской нефтяной отрасти.

Одним из приоритетных направлений работ АО «РИТЭК» является освоение сланцевых отложений углеводородов и их аналогов, в частности залежей баженовской свиты и доманиковых отложений.

С целью освоения отложений баженовской свиты и залежей доманиковых отложений в АО «РИТЭК» ведется разработка технологии термогазового воздействия (ТГВ), созданной на основе интеграции тепловых и газовых методов увеличения нефтеотдачи и предполагающей закачку в пласт под высоким давлением воздуха и воды (рис. 4).

Рис. 4. Термогазовое воздействие. Опытный участок Средне-Назымского месторождения

Для разработки залежей с низкопроницаемыми коллекторами ведутся разработка и внедрение технологии водогазового воздействия.

В период с 2005 г. и до настоящего времени АО «РИТЭК» реализовало водогазовое воздействие на шести участках, в числе которых:

• Западный купол Восточно-Перевального месторождения в Западной Сибири;

• Восточный купол Восточно-Перевального месторождения в Западной Сибири;

• Котовское месторождение в Волгоградской области;

• Средне-Хулымское месторождение в Западной Сибири;

• Сандибинское месторождение в Западной Сибири;

• Мензелинское месторождение в Республике Татарстан.

АО «РИТЭК» имеет опыт разработки и создания технико-технологического комплекса для водогазового воздействия на турнейских и бобриковских отложениях Мензелинского месторождения ТПП «ТатРИТЭКнефть».

В настоящее время для повышения эффективности разработки месторождений ряд входящих в группу «ЛУКОЙЛ» предприятий, среди которых «РИТЭК», «ЛУКОЙЛ Оверсиз», «ЛУКОЙЛ-Пермь», «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и «ЛУКОЙЛ-
Нижневолжскнефть», реализует проекты по созданию интеллектуальных месторождений. Проекты прорабатываются одновременно на нескольких площадках, поскольку каждое месторождение имеет свою специфику: месторождение на поздней стадии эксплуатации, новое месторождение или месторождение на морском шельфе. При этом основная цель, которую ставит перед собой «ЛУКОЙЛ», – это увеличение коэффициента извлечения нефти, в то время как большинство подобных проектов за рубежом направлено на достижение максимальных объемов добычи при минимальных затратах.

Реализуя проект создания интеллектуального месторождения на Речном и Антиповско-Балыклейском месторождениях (Волгоградская область), «РИТЭК» активно сотрудничает с зарубежными нефтесервисными и российскими исследовательскими компаниями.

Одним из инновационных направлений АО «РИТЭК» с начала 2000-х гг. является разработка и внедрение реагента «РИТИН», предназначенного для повышения нефтеотдачи неоднородных терригенных и карбонатных пластов, а также для повышения нефтеотдачи в условиях обводненности от нагнетаемых вод. «РИТИН» – это инновационный материал с заданной структурой, полученной путем манипулирования молекулами полиакриламида (ПАА) посредством внешнего воздействия ионизирующего излучения и химической прививки определенных агентов на активные центры ПАА.

Кроме того, «РИТЭК» разрабатывает и внедряет разнообразное энергоэффективное нефтепромысловое оборудование для добычи нефти: вентильные двигатели УЭЦН и УЭВН; вентильный привод станка-качалки; плунжерную насосную установку с погружным линейным приводом от вентильного двигателя НПУ-ВД; одновременно-раздельную эксплуатацию скважин двухлифтовой компоновкой оборудования с применением гидропривода и многое другое. Положительные результаты получены в области разработки таких технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, как технология регулирования охвата пласта заводнением путем закачки в пласт инновационного многофункционального реагента «ИМР», многофункциональный реагент «РКМ» для обработки добывающих скважин, технология ограничения водопритоков с применением состава на основе реагента «РИКОР».

За счет применения новых технологий и собственных инновационных разработок «РИТЭК» добывает более 20 % от общего объема нефти.

Таким образом, АО «РИТЭК», будучи инновационным предприятием, на практике доказало экономическую целесообразность и высокую рентабельность инноваций при работе с трудноизвлекаемыми запасами нефти. «РИТЭК» уверенно отрабатывает не только свои инновационные технологии, но и привлеченные инновации, идет по пути создания собственных опытно-промышленных научно-технических полигонов, расширяет сферу деятельности путем приобретения новых лицензионных участков и месторождений.